Gas Plus

Interim / Quarterly Report • Aug 7, 2015

Gruppo GAS PLUS

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2015

Sede legale MILANO – Viale Enrico Forlanini, 17 Capitale Sociale: € 23.353.002 (interamente versato) R.I. 08233870156 R.E.A. 1210007 Codice fiscale e Partita IVA 08233870156

5 agosto 2015

INDICE

Struttura del Gruppo	3
Organi sociali	4
Dati di sintesi	5
Relazione intermedia sulla gestione consolidata al 30 giugno 2015	6
Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2015	28
Prospetti contabili Note esplicative	30 35
Attestazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato	54

GRUPPO GAS PLUS

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2015

ORGANI SOCIALI CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (1)

Sig. Davide Usberti Presidente e Consigliere Delegato Amministratore esecutivo

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

Dott. Nicola Biase Consigliere Amministratore indipendente

Prof. Ing. Domenico Laforgia

Consigliere Amministratore indipendente

Dott.sa Lisa Orlandi Consigliere Amministratore indipendente

Avv. Roberto Pistorelli Consigliere

Ing. Cinzia Triunfo Consigliere

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

COLLEGIO SINDACALE (1)

Prof. Lorenzo Pozza Presidente

Dott.sa Laura Guazzoni Sindaco Effettivo

Dott. Claudio Raimondi Sindaco Effettivo

Dott. Giuseppe Leoni Sindaco Supplente

Dott. Manuel Menis Sindaco Supplente

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

(*) Nominato Vice Presidente e Lead Indipendent Director dal Consiglio di Amministrazione dell'11 maggio 2015.

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

(1) Nominato dall'Assemblea Ordinaria dell'11maggio 2015 e con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2017.

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

DATI DI SINTESI

Principali indicatori di mercato	30 giugno 2015	30 giugno 2014	var.%	II Q 2015	II Q 2014	var. %
Prezzo medio Brent dated (\$/bbl)(1)	57,95	108,93	(46,8%)	61,92	109,63	(43,5%)
Cambio medio EUR/USD(2)	1,157	1,370	(15,6%)	1,105	1,371	(19,4%)
Prezzo medio gas - TTF (€/Mwh)(1)	21,18	21,65	(2,2%)	21,02	18,99	10,7%
Euribor - a tre mesi (%), media del periodo	0,020	0,297	(93,3%)	(0,006)	0,299	(102,0%)
Principali dati operativi del Gruppo	30 giugno 2015	30 giugno 2014	var.%	II Q 2015	II Q 2014	var. %
Produzione di idrocarburi (Msmce)	79,6	92,8	(14,2%)	39,4	44,7	(11,9%)
Vendite di idrocarburi (MSmce)	276,2	174,2	58,6%	64,8	44,5	45,6%
Volumi di gas distribuito (MSmc)	101,9	91,9	10,8%	25,4	23,4	8,5%
Numero dipendenti a fine periodo	197	209	(5,7%)

Dati di Conto Economico (IAS / IFRS)	30 giugno 2015	30 giugno 2014	var.%	II Q 2015	II Q 2014	var. %
Ricavi da vendite	104.548	76.186	37,2%	29.051	20.965	38,6%
Costi Operativi	84.143	56.077	50,0%	20.399	14.287	42,8%
EBITDA	20.405	20.109	1,5%	8.652	6.678	29,6%
% sui ricavi di vendita	19,52%	26,39%		29,78%	31,85%
EBIT	11.398	10.737	6,2%	3.722	2.084	78,6%
Risultato operativo	11.654	10.737	8,5%	3.978	2.084	90,9%
% sui ricavi di vendita	11,15%	14,09%		13,69%	9,94%
Risultato prima delle imposte	8.202	5.590	46,7%	1.768	(600)	394,7%
Risultato netto	5.834	4.435	31,5%	1.439	824	74,6%
Dati di Stato Patrimoniale (IAS / IFRS)	30 giugno 2015	30 giugno 2014
Investimenti in immobilizzazioni	3.872	4.056
di cui investimenti in esplorazione	1.013	1.349
Capitale circolante netto	4.840	9.656
Capitale investito netto (A) + (B)	271.757	275.683
Indebitamento netto (A)	50.262	69.423
Patrimonio netto (compresa quota terzi) (B)	221.495	206.260
Indici patrimoniali ed economici	30 giugno 2015	30 giugno 2014
ROI (3)	5,34%	6,97%
ROE (4)	8,56%	3,62%
Utile (perdita) per azione	0,13	0,10
PFN / EBITDA (5)	1,36	1,61
Indebitamento netto (A) / Patrimonio netto (B)	0,23	0,34
Gearing (A/A+B)	18%	25%

(1) fonte: Reuters

(2) fonte: BCE

(3) = Risultato operativo annualizzato / capitale investito netto medio.

(4) = Risultato annualizzato / patrimonio netto medio.

(5) = Posizione finanziaria netta / EBITDA annualizzato.

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 e quota del risultato delle società collegate.

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.

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.

RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE CONSOLIDATA AL 30 GIUGNO 2015

Highlights

Signori azionisti,

il primo semestre dell'anno 2015 ed il periodo immediatamente successivo sono risultati per la vostra società e per le controllate particolarmente impegnativi.

Innanzitutto sono state portate avanti numerose azioni aventi effetto già nel breve periodo per contrastare le conseguenze della contingente contrazione dei volumi produttivi dell'attività di Esplorazione e Produzione (E&P) e della debolezza dei relativi prezzi e domanda; in secondo luogo è stato dato impulso alle iniziative rivolte a ripristinare già con il prossimo anno una crescita dei volumi produttivi e della marginalità.

Il contesto normativo ha inoltre visto nel mese di Luglio 2015 la rimozione, da parte della Giunta Regionale dell'Emilia Romagna, dopo un anno dalla positiva conclusione degli approfondimenti del "Laboratorio Cavone", del blocco degli iter autorizzativi delle nuove attività E&P e di stoccaggio nel territorio della Regione dove ricadono alcuni dei principali progetti del Gruppo e l'adozione in forma coordinata da parte del Ministero dello Sviluppo Economico e della Regione stessa di decreti ed accordi rivolti ad elevare ulteriormente, attraverso monitoraggi dei quali il "Laboratorio Cavone" rappresenta il precursore, il livello di sicurezza e di compatibilità ambientale dei progetti E&P e di stoccaggio non solo in termini intrinseci ma anche a livello di percezione da parte della collettività.

Riteniamo quindi che ora sussistano le condizioni affinché il Gruppo possa superare la fase di stallo a cui è stato costretto negli ultimi tre anni e dedicarsi con maggiore determinazione e minori condizionamenti allo sviluppo dei propri progetti e delle corrispondenti risorse minerarie, la cui entità non viene adeguatamente rappresentata dagli attuali volumi produttivi.

Nel contempo il Gruppo per contrastare il contesto di breve periodo sopradescritto nell'ambito delle attività della Business Unit E&P Italia e di commercializzazione all'ingrosso del gas ha:

• dato il massimo impulso alla realizzazione degli impianti per la messa in produzione della Concessione E&P di Mezzocolle, che si conta possa avvenire nella prima parte del prossimo anno;
• svolto relativamente alla perdurante sospensione della produzione sulla Concessione di Garaguso per quanto possibile rispetto ad un inadeguato espletamento del proprio ruolo

da parte dell'Operatore - ogni azione utile ad accelerare la ripresa della produzione al momento prevedibile nell'ultimo trimestre del corrente anno, nonché completato una impegnativa fase istruttoria e di trattazione del relativo arbitrato, che si prevede si concluderà entro la stessa epoca;

• concluso le trattative per la revisione, anche con effetti pregressi, della tariffa per il servizio di trattamento, prestato da altro Operatore, relativa ad un ulteriore titolo, ottenendo un significativo beneficio rispetto ai previsti esiti;
• impostato e in larga parte già messo in atto la ristrutturazione del modello di business per quanto attiene la commercializzazione del gas, che troverà completa attuazione dal prossimo 1° Ottobre, data di avvio del nuovo "anno gas", ma che già ha consentito, con una ulteriore riduzione del capitale circolante impiegato, di minimizzare i volumi di stoccaggio di gas estivo e per il prossimo inverno.

Tutto quanto sopra è stato accompagnato da una attenta azione di contenimento dei costi, comunque portata avanti con modalità tali da non penalizzare le iniziative utili ai prossimi programmi di sviluppo.

Purtroppo si deve invece registrare il negativo esito del pozzo esplorativo Faseto la cui perforazione è terminata da pochi giorni, evento rientrante nell'aleatorietà tipica dell'attività di esplorazione.

In ambito internazionale, sono rimaste invece particolarmente interessanti le prospettive relative alla partnership con ExxonMobil ed OMV-Petrom per l'esplorazione in acque profonde nella zona rumena del Mar Nero.

Le tradizionali Business Unit "downstream" (Network & Transportation e Retail), in virtù di una efficiente gestione, hanno confermato il consueto positivo andamento economico, favorito in questo semestre da condizioni climatiche non particolarmente fredde, ma comunque meno miti rispetto al 2014.

La B.U. Supply & Sales, operante da tempo solo nelle vendite "fisiche" all'ingrosso e non nel "trading", ha continuato invece a risentire degli effetti derivanti dal particolare contesto in cui opera tale settore di mercato e, in particolare, delle nuove modalità di valorizzazione della componente materia prima registrando una perdurante marginalità negativa. Con il nuovo anno gas, dal prossimo mese di Ottobre 2015, è quindi prevista la chiusura di tale Business Unit e si procederà di conseguenza a collocare ed acquistare direttamente sul mercato da parte delle B.U. interessate il gas, rispettivamente, prodotto dalla B.U. E&P e per la fornitura alla B.U. Retail.

Le attività relative allo stoccaggio, tuttora in fase di start-up, pur avendo registrato nel decorso esercizio importanti progressi sotto il profilo degli iter autorizzativi con il rilascio dei provvedimenti di compatibilità ambientale (VIA) per i progetti San Benedetto e Poggiofiorito, risentono dell'attuale atteggiamento generalmente critico verso le infrastrutture energetiche. Contro il rilascio di tali provvedimenti sono stati infatti presentati ricorsi ai TAR delle Regioni Abruzzo e Marche, ricorsi che, senza entrare nel merito degli esiti, influenzeranno le tempistiche delle successive fasi dei relativi iter autorizzativi.

L'utile netto del semestre è sensibilmente migliorato, grazie al buon andamento della parte finanziaria e alla riduzione del tax rate, al netto degli effetti di componenti fiscali non ricorrenti.

Gli investimenti del semestre sono stati pari a circa 3,9 milioni di euro (4,1 milioni di euro al termine del 1° semestre 2014): si tratta di importi di entità non particolarmente significativa per il Gruppo in quanto sono rappresentativi solo della fase di avvio dei nuovi progetti di esplorazione e di sviluppo già descritti.

Per quanto concerne infine la struttura finanziaria, è stata conseguita un ulteriore riduzione dell'indebitamento netto (50.262 migliaia di euro contro 71.154 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e dei relativi oneri. Tale andamento è ancora in parte attribuibile allo slittamento temporale di alcuni investimenti per la cui realizzazione il Gruppo ha comunque già ottenuto, al termine del precedente esercizio, una specifica linea di credito di 64 milioni di euro (destinata proprio a finanziare i nuovi programmi nel settore dell'Exploration and Production, sia in Italia che all'estero).

Nonostante le minori performance reddituali di alcune attività, il semestre ha quindi evidenziato un ulteriore rafforzamento della struttura patrimoniale e finanziaria 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 €/MWh).

Grafico 1 – Trend Prezzo del Brent (USD)

Grafico 2 – Trend Prezzo del Brent (EUR)

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

Il titolo Gas Plus ha chiuso il primo semestre dell'anno 2015 con una quotazione in lieve rialzo rispetto alla fine del precedente esercizio. Di seguito si riporta l'andamento del titolo Gas Plus nei primi mesi del 2015 comparato con l'indice FTSE Mib.

Diamo di seguito alcuni commenti sull'andamento delle singole business unit.

Business Unit Exploration & Production

Nella tabella sotto riportata, al fine di consentire una corretta comparazione dei dati, sono evidenziati separatamente i dati 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).

I principali dati delle società italiane facenti parte della Business Unit sono i seguenti:

		30/06/2015			2Q 2015
	GPI	SPE	Totale	GPI	SPE	Totale
Produzione netta (MSmce)	48,6	27,3	75,9	24,0	13,5	37,5
di cui Italia	48,6	27,3	75,9	24,0	13,5	37,5
di cui Estero	-	-	-	-	-	-
Ricavi (mln €)	19,2	7,7	26,9	12,0	3,8	15,8
di cui Italia	19,0	7,7	26,7	11,8	3,8	15,6
di cui Estero	0,2	-	0,2	0,2	-	0,2
EBITDA (mln €)	10,4	3,8	14,2	7,5	1,6	9,1
di cui Italia	11,0	3,8	14,8	7,8	1,6	9,4
di cui Estero	(0,6)	-	-(0,6)	(0,3)-	-	- (0,3)
Investimenti esplorativi (mln €)	1,0	-	1,0	0,6	-	0,6
di cui Italia	0,7	-	0,7	0,5	-	0,5
di cui Estero	0,3	-	0,3	0,1	-	0,1
Investimenti di sviluppo (mln €)	0,1	2,1	2,2	-	1,9	1,9
di cui Italia	0,1	2,1	2,2	-	1,9	1,9
di cui Estero	-	-	-	-	-	-

GRUPPO GAS PLUS

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2015

	30/06/2014			2Q 2014
	GPI	SPE	Totale	GPI	SPE	Totale
Produzione netta (MSmce)	58,8	30,1	88,9	28,0	14,8	42,8
di cui Italia	58,8	30,1	88,9	28,0	14,8	42,8
di cui Estero	-	-	-	-	-	-
Ricavi (mln €)	19,0	10,2	29,2	8,8	4,5	13,3
di cui Italia	18,9	10,2	29,1	8,8	4,5	13,3
di cui Estero	0,1	-	0,1	-	-	-
EBITDA (mln €)	8,8	6,7	15,5	3,5	3,0	6,5
di cui Italia	9,6	6,7	16,3	3,8	3,0	6,8
di cui Estero	(0,8)	-	(0,8)	(0,3)	-	(0,3)
Investimenti esplorativi (mln €)	1,4	-	1,4	0,4	-	0,4
di cui Italia	0,4	-	0,4	0,2	-	0,2
di cui Estero	1,0	-	1,0	0,2	-	0,2
Investimenti di sviluppo (mln €)	0,8	1,0	1,8	0,3	0,7	1,0
di cui Italia	0,1	1,0	1,1	-	0,7	0,7
di cui Estero	0,7	-	0,7	0,3	-	0,3

ITALIA

Risultati economici

La business unit ha conseguito un EBITDA, comprensivo di componenti positive non ricorrenti per circa 5,3 milioni di euro, di 14,2 milioni di euro rispetto ai 15,5 milioni di euro del corrispondente periodo precedente. Tale andamento è stato sostanzialmente determinato dalla riduzione della produzione e dei prezzi di vendita ed i relativi effetti sono stati contenuti dal costante controllo dei costi operativi e dalla rinegoziazione di un contratto di trattamento di gas prodotto di una centrale non operata dal Gruppo.

Mantenendo sostanzialmente inalterato il proprio patrimonio complessivo di riserve, la B.U. come anticipato sta attualmente registrando un calo delle produzioni sia per il mancato contributo alla produzione della concessione di Garaguso, che ammonta da solo a più del 10% della produzione totale, sia per l'impossibilità di avviare in tempi ristretti le produzioni addizionali previste dai progetti di sviluppo in grado di compensare il fisiologico declino produttivo dei campi più maturi, a causa della situazione concernente gli iter autorizzativi delle nuove attività e, in particolare, della già esposta situazione di blocco ancora permanente al 30 Giugno, nella Regione Emilia Romagna ospitante le principali attività della B.U.. Importante infatti evidenziare la delibera di Giunta della Regione Emilia Romagna che il 13 Luglio 2015 ha revocato il blocco delle nuove iniziative perdurante di fatto da più di tre anni.

Con specifico riferimento alla situazione della concessione di Garaguso, è stata attivata la procedura arbitrale nei confronti dell'Operatore per far valere le responsabilità conseguenti al mancato ripristino della condotta dal pozzo alla centrale di trattamento (che ha reso inevitabile la sospensione della produzione) e il Collegio Arbitrale si è insediato in data 25 Luglio 2014. Nel mese di ottobre, l'Operatore della concessione ed il titolare della facility hanno sottoscritto un accordo per la realizzazione dei relativi interventi di ripristino, che risultano iniziati il 10 Giugno 2015.

Nell'esercizio in corso, così come nei precedenti anni 2013 e 2014, la B.U. ha potuto pertanto contare solo sulle produzioni di campi "maturi", in fisiologico declino e con più elevati costi di produzione.

Produzione

La produzione lorda di gas, condensati e olio nel primo semestre 2015 è stata pari a 79,6 MSmce, di cui circa 51,9 MSmce relativi alla branch GPI e 27,7 MSmce relativi alla branch SPE con un calo rispetto al primo semestre 2014 di circa il 14% dovuto in parte alla natural depletion dei campi ed in parte ai minori livelli produttivi della concessione Recovato, legati alla chiusura di alcuni livelli produttivi, ed alla mancata produzione della concessione il Salice. Sono previsti nel corso del secondo semestre studi per la ripresa della produzione.

	2015 1° semestre	2014 1° semestre	Differenza 2015-2014		2015 1° semestre	2014 1° semestre
GPI	51,3	61,6	(10,3)	GPI	0,6	0,6	-
SPE	15,9	17,9	(2,0)	SPE	11,8	12,6	(0,8)
Totale	67,2	79,6	(12,4)	Totale	12,4	13,2	(0,8)

PRODUZIONE LORDA DI GAS (MSmc)	PRODUZIONE LORDA DI OLIO E CONDENSATI (Msmce)
--------------------------------	-----------------------------------------------	--

2015 1° semestre	2014 1° semestre	Differenza 2015-2014

Tale riduzione è legata inoltre al perdurare dell'interruzione della facility di produzione della concessione Garaguso.

La produzione di olio e condensati nel secondo trimestre 2015 è sostanzialmente in linea con quella del secondo trimestre 2014 (6,2 MSmceq rispetto a 6,5 MSmceq).

Sviluppo

Le attività di sviluppo, fortemente influenzate dalla situazione di sospensione degli iter autorizzativi, sono state focalizzate sul portare avanti i progetti autorizzati, sulla conclusione delle iniziative di progettazione e sull'esecuzione di test di produttività per gli sviluppi futuri.

Per quanto concerne uno dei principali progetti di sviluppo, il cui iter autorizzativo non è stato influenzato dalla suddetta delibera di sospensione, si è sostanzialmente conclusa la fase di ottenimento delle autorizzazioni locali ed è quindi stato assegnato il contratto per la realizzazione delle condotte di collegamento dell'area pozzo alla centrale di trattamento.

Nel mese di aprile 2015 è stato assegnato anche il contratto per il revamping della centrale e l'allestimento alla produzione dell'area pozzo, dando così inizio a tutte le opere previste dal progetto. In particolare, nel corso del mese di giugno sono iniziate le attività di campo, consistenti nella fornitura e la posa in opera delle condotte e nell'apertura del cantiere della centrale ed area pozzo.

A seguito dell'esito positivo delle prove di produzione di un campo in Lombardia, che hanno confermato la potenzialità del giacimento, sono proseguite le attività tecniche necessarie alla definizione dell'impiantistica e delle pratiche necessarie alla messa in produzione del campo.

Sono proseguiti gli studi e le valutazioni dell'andamento dei campi produttivi e della ripresa di attività di quelli minori non produttivi. A seguito dei riscontri positivi avuti nell'anno 2014, nel corso del primo trimestre 2015 in particolare, sono state predisposte le pratiche per proseguire con i test per l'impiego di sistemi di compressione per favorire un incremento delle produzioni sui campi ritenuti idonei, intraprendendo anche il necessario iter autorizzativo.

Il citato superamento della delibera di blocco e la conseguente ripresa dei progetti in Emilia-Romagna consentiranno di portare a termine, nei successivi esercizi, lo sviluppo dell'iter autorizzativo di un ulteriore importante progetto per la Business Unit.

Esplorazione

Sono terminati alla fine del mese di ottobre dello scorso anno i lavori civili, iniziati il 30 giugno, per l'approntamento della postazione di un pozzo esplorativo in provincia di Parma.

All'inizio del mese di luglio è stata avviata la perforazione del pozzo esplorativo che purtroppo ha dato esito negativo. L'obiettivo ha infatti intercettato delle aree geologiche non mineralizzate.

Sono continuati gli studi geologici e geofisici sui principali giacimenti al fine di programmare interventi atti al miglioramento della produzione e per individuare nuovi progetti esplorativi nei titoli minerari di Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.p.A..

Chiusure Minerarie

Nel corso del mese di marzo 2015 è stata completata la chiusura mineraria dei pozzi Nova Siri Scalo 1 e Rivolta 1 nella concessione Nova Siri Scalo (GPI 100%) ed è stata eseguita la prima fase della chiusura mineraria del pozzo Masseria Morano 1 dir nella concessione Policoro (GPI 100%).

Nella prima decade del mese di maggio è stata completata la chiusura mineraria del pozzo Jesi 12 nella concessione Casa Balleani.

Patrimonio Titoli

Con la citata scadenza della concessione Casa Balleani (GPI 100%) nel corso della prima metà di maggio 2015, il patrimonio titoli, rispetto a fine 2014 e al primo trimestre 2015, è variato e le concessioni del Gruppo in qualità di operatore sono diventate 34; pertanto rimane invariato il numero dei permessi di ricerca (3), delle istanze di permesso di ricerca (3) e delle istanze di concessione (2) mentre il numero delle concessioni di coltivazione scende a 48.

	Gruppo operatore	TERZI operatori	Totale
Istanze di permesso	0	3	3
Istanze di concessione	1	1	2
Permessi di ricerca	2	1	3
Concessioni di coltivazione	34*	14	48

* di cui Società Padana Energia: 12 Concessioni di coltivazione

Riserve

Le riserve 2P rischiate complessive (Gas Plus Italiana e Società Padana Energia) di idrocarburi al primo semestre 2015 sono stimate pari a 4.767,0 milioni di metri cubi di gas equivalente.

	2014			1° semestre 2015
	GPI	SPE	Totale	GPI	SPE	Totale
Gas naturale (milioni di metri cubi)	2.068,4	2.495,3	4.563,6	2.017.1	2.479,4	4.496,5
Olio e condensati (milioni metri cubi equiv.)	10,9	272,0	282,9	10,3	260,2	270,5
Totale Idrocarburi (milioni metri cubi equiv.) *	2.079,2	2.767,3	4.846,5	2.027,4	2.739,6	4.767,0

* Il barile di olio e condensati è stato convertito in metri cubi di gas equivalente utilizzando il coefficiente divisore di 0,00636

Per quanto riguarda l'entità delle riserve, non essendo intervenuto alcun evento tale da procedere ad una loro modifica, al primo semestre del 2015 risultano pari a quelle certificate a fine 2014 meno la produzione del primo semestre 2015.

ESTERO

Romania

Per quanto riguarda la concessione offshore in acque profonde Midia Deep (ExxonMobil Operatore con il 42,5%, OMV Petrom con il 42,5% e Gas Plus con il 15%), l'Operatore ha presentato i primi risultati del reprocessing eseguito sulla sismica 3D e dell'integrazione di questi con i dati del pozzo esplorativo Pelican South-1, perforato da ExxonMobil e OMV Petrom durante il 1Q 2015 nell'adiacente concessione Neptun Deep.

Al fine di completare l'integrazione dei dati sismici riprocessati, anche grazie ai risultati derivanti dalle ulteriori attività che saranno condotte da ExxonMobil e OMV Petrom nella concessione adiacente, nonché la validazione del modello geologico, fondamentali per una decisione in merito all'eventuale ingresso nella successiva fase di esplorazione, i partner hanno presentato alle Autorità competenti una richiesta di estensione della prima fase esplorativa per un periodo di un anno (sino ad Agosto 2016).

Relativamente, invece, alle concessioni offshore in acque superficiali Midia Shallow e Pelican (Midia Resources Operatore con il 65%, Petro Venture con il 20% e Gas Plus con il 15%), nel corso del primo semestre sono state concluse le attività di analisi dei dati sismici acquisiti nel corso del 2014 (processing, inversion e interpretation) ed è stato presentato da parte dell'Operatore un "Rapporto Tecnico Finale" che comprende tutti i dati geologici/geofisici e le valutazioni dei prospects individuati all'interno delle due concessioni. Nel corso del secondo semestre saranno condotte attività propedeutiche alla definizione dei programmi di sviluppo dei giacimenti di Ana e Doina (dove negli anni scorsi sono state già realizzate significative scoperte di gas).

Durante il semestre Sterling Resources, società che controlla il 100% di Midia Resources, ha avviato il processo di vendita delle sue attività nel Mar Nero, che includono la propria quota nelle concessioni Midia Shallow e Pelican, a Carlyle International Energy Partners. Il perfezionamento del trasferimento è soggetto, inter alia, all'approvazione delle Autorità competenti che, per quanto riguarda le concessioni Midia Shallow e Pelican è stata ottenuta nel mese di luglio.

Olanda

A seguito dell'ottenimento dell'approvazione delle Autorità competenti nel mese di aprile, Tullow Oil ha perfezionato il trasferimento della sua quota nel blocco E15c, nel settore olandese del Mare del Nord, a GDF SUEZ E&P Nederland (Engie Group).

GDF SUEZ E&P Nederland è ora Operatore del permesso (GDF SUEZ E&P Nederland Operatore con il 30%, Tullow Oil con il 20%, EBN con il 40% e Gas Plus con il 10%) e consoliderà il proprio ruolo di primario operatore in Olanda in quanto titolare di numerose concessioni e permessi nell'area e proprietario della vicina infrastruttura di produzione e trasporto.

Nel corso del mese di giugno, i partner hanno presentato alle Autorità Competenti una richiesta di estensione del titolo sul blocco E15c per un periodo di quattro anni (sino a Giugno 2019).

Polonia

Sono proseguite le attività di studio per la realizzazione del rilievo sismico 3D nella parte sud del Blocco 106.

Business Unit Storage

Le attività nel settore dello stoccaggio di gas sono relative allo sviluppo di tre progetti, tutti in veste di operatore, che consentiranno di disporre di una capacità di stoccaggio di circa 1 miliardo di metri cubi (working gas), per circa il 60% di competenza Gas Plus, da raffrontare con i circa 9 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.

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 al momento 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, nel corso del precedente esercizio, integralmente a conto economico le opere nel contempo eseguite sino ad oggi sui siti prima del completamento degli iter autorizzativi.

Il Gruppo, seppur in un complicato contesto locale, probabilmente influenzato anche da un contrastato atteggiamento generale rispetto alle infrastrutture energetiche, resta quindi costantemente impegnato nello svolgimento degli adempimenti tecnici ancora necessari, di un attento vaglio legale e di possibili iniziative per progetti di rilevanza energetica nazionale.

Area Commerciale Gas: Business Unit Supply & Sales e Business Unit Retail

I principali dati economici delle due Business Unit commerciali per il primo semestre 2015 sono i seguenti:

Dati complessivi area Commerciale

	30/06/15	30/06/14	2Q 2015	2Q 2014
Volumi venduti (MSmc)	261,4	158,2	56,8	36,3
Ricavi (mln €)	88,9	63,9	19,8	15,6
EBITDA (mln €)	2,6	0,9	(0,4)	(0,2)

di cui:

Dati Supply & Sales

	30/06/15	30/06/14	2Q 2015	2Q 2014
Volumi venduti (MSmc) (*)	261,4	158,2	56,8	36,3
Ricavi (mln €) (*)	76,2	52,8	16,5	12,3
EBITDA (mln €)	(0,4)	(0,9)	(0,7)	(0,6)

(*) volumi e ricavi comprensivi dei quantitativi venduti alla B.U. Retail

Dati Retail

	30/06/15	30/06/14	2Q 2015	2Q 2014
Volumi venduti (MSmc)	59,7	55,7	11,1	9,2
Ricavi (mln €)	31,3	30,8	6,5	6,4
EBITDA (mln €)	3,0	1,8	0,3	0,4

Analisi risultati Area Commerciale Gas

L'Area Commerciale conferma, per il primo semestre, il sensibile incremento dei volumi venduti rispetto al periodo precedente (crescita del 65% nel semestre), già evidenziato in chiusura del primo trimestre 2015 e volto a controbilanciare la contrazione di marginalità sperimentata nel recente periodo, dovuta al passaggio alla nuova formula di vendita al mercato tutelato.

In termini di redditività (EBITDA in crescita di 1,7 M€ nel semestre, rispetto al corrispondente periodo dell'anno 2014), l'elemento di rilievo è sicuramente costituito dal beneficio di quella parte di vendite della B.U. Retail con indicizzazione legata al Brent o a prezzo fisso.

Analisi risultati Supply & Sales

L'EBITDA si riduce nel secondo trimestre di 0,1 milioni di euro rispetto al secondo trimestre 2014 a causa delle temperature particolarmente miti del mese di aprile (in parte soggetto a consumi per riscaldamento) e della maggior incidenza dei costi fissi, più impattanti su un trimestre (il secondo) comunque soggetto a minori vendite rispetto ai trimestri invernali.

Analisi risultati Retail

I risultati del primo semestre dell'anno in corso riprendono quanto osservato nel primo trimestre, confermando la leggera ripresa in termini di consumi ed un modesto incremento in termini di ricavi.

Grazie alla termica leggermente più favorevole di quella relativa al medesimo periodo dell'anno precedente (fatta registrare soprattutto nel corso del primo trimestre), nonostante il leggero calo di numerosità dei clienti serviti (-3% rispetto al 30 Giugno 2014), il periodo in esame si chiude con un bilancio di volume positivo (+ 7,2%).

Dal punto di vista del risultato economico rispetto all'esercizio precedente, le migliori marginalità unitarie fatte registrare nei clusters Civile (+1,6%) ma soprattutto Small Business (+11,1%), riescono ancora a compensare il calo di marginalità fatto registrare dai Grandi Clienti (- 11,8%). Tutto ciò, nonostante ricavi pressoché invariati (+1,6%) rispetto allo stesso periodo del 2014, contribuisce a confermare il risultato economico decisamente positivo fatto registrare già nel primo trimestre.

Business Unit Network & Transportation

Relativamente al 1° semestre dell'esercizio i principali dati economici della Business Unit sono i seguenti:

	30/06/15	30/06/14	2Q 2015	2Q 2014
Volumi distribuiti (MSmc)	101,9	91,9	25,4	23,4
Ricavi (mln €)	11,0	10,8	2,7	3,4
EBITDA (mln €)	3,8	3,8	0,2	0,5
Investimenti (mln €)	0,5	0,5	0,3	0,3

Nel primo semestre del 2015 la Business Unit Network e Transportation ha distribuito circa 101,9 MSmc di gas, in aumento (+11%) rispetto all'analogo periodo del 2014. L'incremento dei volumi è dovuto ad un effetto climatico maggiormente stabile, soprattutto rispetto alle temperature eccezionalmente miti che hanno caratterizzato i mesi iniziali del 2014.

Nel periodo in esame sono risultati in lieve crescita i ricavi, mentre l'Ebitda si è attestato sui valori del corrispondente periodo precedente.

Network: la Business Unit Network opera direttamente nell'attività di distribuzione gas in 37 Comuni.

Tariffe di distribuzione

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 il previgente metodo.

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.

Rapporti con Enti Concedenti

In merito ai rapporti concessori, giova evidenziare che, a seguito delle disposizioni dell'art. 24 del Decreto Legislativo 93/11, le gare per l'affidamento del servizio di distribuzione gas sono ammesse solo per Ambito Territoriale; 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.

Nel corso del primo semestre del 2015, il quadro normativo ha visto la conversione in Legge del Decreto Legge n. 192/2014 (Milleproroghe) con il quale è stato approvato un ulteriore slittamento delle date-limite di approvazione dei bandi di gara d'ATEM previsti dal DM MISE 226/2011.

Con il DM n. 106 del 20.05.2015, il Ministero ha approvato le modifiche al DM 226/11 (Decreto Criteri), recependo in tal modo le modifiche introdotte dalle Linee Guida approvate nel 2014 (oltre ad ulteriori modifiche che interessano la procedura delle future gare d'ATEM).

La B.U. Network ha continuato, anche nel corso del primo semestre del 2015, la propria attività finalizzata alla definizione del valore di rimborso degli impianti in vista delle future gare d'ambito.

Ambito regolatorio e normativo

Per il 2015 è prevista la messa in esercizio di gruppi di misura elettronici pari ad un ulteriore 40% dei G16 e G25 (fino a raggiungere il 100% del totale) e di un aggiuntivo 15% dei G10 (fino a raggiungere il 30% del totale) oggi attivi. Nel corso del primo semestre dell'anno sono stati installati n. 117 G10 (100% dell'obbligo 2015) e n. 155 G16 e G25 (pari al 58% dell'obbligo).

Con la delibera n. 296/2015 sono state approvate le disposizioni in merito agli obblighi di separazione funzionale; per il servizio di distribuzione sono state inserite alcune semplificazioni che non modificano, nei fatti, la normativa ora in vigore.

Investimenti

La Business Unit, nel corso dei primi 6 mesi del 2015, ha effettuato investimenti sugli impianti per 0,5 milioni di euro.

Tee (certificati di risparmio energetico)

Con riferimento ai certificati di risparmio energetico (TEE), sono stati determinati gli obiettivi specifici di risparmio di energia primaria nell'anno 2015 in capo ai distributori di energia elettrica e di gas naturale soggetti agli obblighi. L'obiettivo 2015 per la B.U. Network ammonta a 18.379 TEE, da conseguire entro maggio 2016.

Transportation: la Business Unit, che fa parte del Settore Operativo Network & Transportation, è operativa dall'01/10/2009, 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.

Nel corso del primo semestre del 2015 sono stati trasportati 5,4 MSmc, anche in questo caso in rialzo rispetto all'analogo periodo del 2014 (4,3 MSmc).

Per quanto concerne le modifiche normative e regolatorie, non si segnalano novità di rilievo.

Commento ai risultati economici ed alla situazione patrimoniale e finanziaria

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO

Importi in migliaia di euro

	30/06/2015	30/06/2014
Ricavi	97.227	73.888
Altri ricavi e proventi	7.321	2.298
TOTALE RICAVI	104.548	76.186
Costi per materie prime e materiali di consumo	(54.957)	(27.329)
Costi per servizi e altri	(23.098)	(22.419)
Costo del personale	(6.088)	(6.329)
Quota del risultato delle società collegate	-	-
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)	20.405	20.109
Ammortamenti e svalutazioni	(9.007)	(9.372)
EBIT	11.398	10.737
(Oneri) e Proventi diversi	256	-
RISULTATO OPERATIVO	11.654	10.737
Proventi finanziari	1.788	1.013
Oneri finanziari	(5.240)	(6.160)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	8.202	5.590
Imposte sul reddito	(2.368)	(1.155)
RISULTATO DEL PERIODO	5.834	4.435

I risultati economici hanno beneficiato degli effetti del rinnovo di un contratto di servizio della B.U. E&P con la definizione di una nuova tariffa unitaria per il servizio stesso e la riduzione di quella complessivamente dovuta per i servizi resi in precedenti esercizi e con un impatto positivo, non ricorrente, a conto economico di circa 5,3 milioni di euro, al lordo delle relative imposte.

Al netto di tale effetto, i risultati economici del 1° semestre del 2015 risentono della generale flessione dei prezzi degli idrocarburi che ha determinato una sensibile riduzione dei margini delle B.U. S&S e E&P. Restano inoltre penalizzati dal calo dei livelli produttivi di quest'ultima B.U., anche a causa del protrarsi dell'interruzione della produzione in una concessione non operata dal Gruppo e dei rallentamenti degli iter autorizzativi dei nuovi gas-in.

Il primo semestre dell'esercizio ha registrato una crescita dei ricavi che sono passati da 76.186 migliaia di euro a 104.548 migliaia di euro con un aumento complessivo di 28.362 migliaia di euro.

I ricavi restano prevalentemente attribuibili all'attività di vendita di gas metano a clienti grossisti e a clienti finali, nonché all'attività di vendita di petrolio, poiché l'attività di distribuzione e trasporto gas è tuttora svolta quasi esclusivamente a favore di altre società del Gruppo, con la conseguente elisione delle relative componenti economiche a livello di bilancio consolidato mentre l'attività di stoccaggio si trova ancora in una fase di start-up.

L'attività di vendita gas metano a clienti grossisti ha generato infatti ricavi per 57.872 migliaia di euro (33.578 migliaia di euro nel corrispondente periodo del 2014), mentre quella a clienti finali ricavi per 30.379 migliaia di euro (29.808 migliaia di euro nel 2014). Entrambe le voci sono risultate in crescita per l'aumento delle quantità vendute.

Sono risultati in calo i ricavi derivanti dall'attività di vendita di greggio e condensati (3.872 migliaia di euro contro 5.343 migliaia di euro nel 2014) per la forte riduzione dei relativi prezzi e quelli derivanti dall'attività di distribuzione e trasporto gas metano (3.406 migliaia di euro contro 3.632 migliaia di euro nel 2014).

La voce altri ricavi e proventi è risultata in forte crescita rispetto al valore del precedente periodo corrispondente (7.321 migliaia di euro contro 2.298 migliaia di euro nel 2014) per effetto della componente positiva non ricorrente sopra descritta. Le sue principali restanti componenti non presentano infatti complessivamente variazioni di entità rilevante e sono costituite dalle royalties 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).

Dal lato dei costi, l'aumento dei volumi acquistati di gas metano ha determinato una crescita dei costi per materie prime e materiali di consumo, passati da 27.329 migliaia di euro a 54.957 migliaia di euro (+27.628 migliaia di euro rispetto al 2014). In questo ambito, i costi per l'acquisto di gas metano, comprensivi della variazione di rimanenze di fine periodo, hanno infatti raggiunto l'importo di 53.553 migliaia di euro contro 25.762 migliaia di euro del corrispondente periodo del 2014.

In misura sensibilmente inferiore sono aumentati i costi per servizi ed altri che hanno raggiunto l'importo di 23.098 migliaia di euro contro 22.419 migliaia di euro del corrispondente periodo precedente con un aumento, al suo interno, dei costi di trasporto e stoccaggio (da 6.487 migliaia di euro del 2014 a 7.861 migliaia di euro del 2015) per i maggiori approvvigionamenti di gas metano. Gli oneri per perdite su crediti, nonostante la perdurante situazione di crisi economica, sono diminuiti rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente e, considerate le componenti non finanziarie dell'operazione di cartolarizzazione, sono risultati pari a 621 migliaia di euro contro 760 migliaia di euro del 2014.

I costi del personale sono risultati in lieve calo rispetto ai valori del corrispondente periodo

precedente, passando da 6.329 migliaia di euro a 6.088 migliaia di euro anche a seguito delle variazioni dell'organico.

L'andamento delle componenti economiche sopra descritte ha determinato una lieve crescita dell'EBITDA da 20.109 migliaia di euro a 20.405 migliaia di euro. Al netto del contributo delle componenti positive non ricorrenti l'aumento dei volumi venduti non è stato però sufficiente a compensare gli effetti del forte calo dei prezzi degli idrocarburi.

Una maggiore crescita, in termini assoluti, ha registrato l'EBIT (11.398 migliaia di euro contro 10.737 migliaia di euro nel 2014) per il calo degli ammortamenti che hanno raggiunto l'importo di 9.007 migliaia di euro contro 9.372 migliaia di euro del corrispondente periodo dell'anno precedente.

E' stato in crescita anche il risultato operativo (11.654 migliaia di euro del 2015 contro 10.737 migliaia di euro del 2014) che, a differenza del precedente esercizio, ha potuto contare sulla distribuzione di dividendi da parte della partecipata Serenissima Gas S.p.A. (256 migliaia di euro nel primo semestre 2015 contro 0 migliaia di euro nel primo semestre 2014).

E' risultato negativo ma ancora in forte calo il saldo della gestione finanziaria che ha raggiunto l'importo di 3.452 migliaia di euro contro 5.147 migliaia di euro del 1° semestre 2014 a seguito dell'aumento dei proventi finanziari (da 1.013 migliaia di euro a 1.788 migliaia di euro) e della riduzione degli oneri finanziari (da 6.160 migliaia di euro a 5.240 migliaia di euro).

Nell'ambito dei proventi finanziari le rivalutazioni dei titoli detenuti per la negoziazione hanno presentato un saldo di 597 migliaia di euro contro 249 migliaia di euro del 2014 mentre gli utili su cambi un saldo di 1.067 migliaia di euro contro 632 migliaia di euro del 2014. A tali voci si sono aggiunti dividendi da partecipazioni per l'importo di 92 migliaia di euro (84 migliaia di euro nel 2014).

Tra gli oneri finanziari, per effetto del miglioramento della posizione finanziaria e della rinegoziazione dei contratti di finanziamento, sono risultati, in particolare, in forte calo gli interessi passivi sulle linee a medio lungo termine (901 migliaia di euro contro 1.709 migliaia di euro del 2014). Hanno invece registrato una lieve crescita gli oneri finanziari su prodotti derivati (677 migliaia di euro contro 515 migliaia di euro del corrispondente periodo precedente) e gli oneri per attualizzazione fondi (2.471 migliaia di euro del 2015 contro 2.379 migliaia di euro del 2014).

Le imposte sul reddito, correnti, differite e anticipate hanno presentato un saldo negativo complessivamente pari a 2.368 migliaia di euro contro il saldo negativo pari a 1.155 migliaia di euro del 2014.

Il risultato del periodo ha scontato un tax rate di circa il 30% che ha beneficiato della mancata applicazione della cosiddetta "Robin Tax" per effetto della sentenza che ne ha dichiarato l'incostituzionalità e, in misura minore, delle modifiche alla base imponibile Irap.

Il tax rate è risultato comunque in aumento rispetto al 2014 (circa il 20,7%) poiché le imposte correnti, anticipate e differite del suddetto periodo precedente tenevano conto della riduzione dell'aliquota IRAP prevista dal D.L. 66/2014 del 24 aprile 2014 (cosiddetto "Decreto bonus IRPEF 2014"), pubblicato nella G.U. n. 95 del 24 aprile 2014 e convertito con modificazioni dalla L. 23 giugno 2014, n. 89 (in G.U. 23/06/2014, n. 143). Si segnala che l'applicazione di tale riduzione alla situazione patrimoniale, finanziaria ed economica al 30 giugno 2014 del Gruppo aveva determinato minori imposte correnti per 68 migliaia di euro e minori imposte differite nette per 1.044 migliaia di euro, per effetto della revisione delle aliquote con cui erano stati determinati il credito per imposte anticipate ed il fondo imposte differite. Il risultato del 1° semestre 2014, al netto del citato effetto di adeguamento delle imposte anticipate e differite, avrebbe scontato un tax rate di circa il 39,3%.

Il primo semestre dell'esercizio 2015 si è chiuso quindi con un utile di 5.834 migliaia di euro contro un utile di 4.435 migliaia di euro del corrispondente periodo 2014.

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

Importi in migliaia di euro

	30 giugno 2015	31 dicembre 2014
Capitale immobilizzato
Immobilizzazioni immateriali	358.336	362.386
Immobilizzazioni materiali	103.000	104.170
Altre attività e passività non correnti	1.358	1.327
Totale capitale immobilizzato	462.694	467.883
Capitale circolante netto
Rimanenze	5.452	19.283
Crediti commerciali	19.010	34.535
Debiti commerciali	(16.933)	(35.545)
Altri debiti e crediti di circolante	(2.689)	2.433
Totale capitale circolante netto	4.840	20.706
Fondi rischi per oneri e imposte differite	(191.377)	(191.330)
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato	(4.400)	(4.866)
Capitale investito netto	271.757	292.393
Patrimonio netto	221.495	221.239
Indebitamento finanziario netto	50.262	71.154
Coperture	271.757	292.393

La situazione patrimoniale consolidata del Gruppo presenta un capitale investito netto di 271.757 migliaia di euro contro 292.393 migliaia di euro del 31 dicembre 2014 con una riduzione complessiva di 20.636 migliaia di euro.

Il capitale immobilizzato risulta pari a 462.694 migliaia di euro contro 467.883 migliaia di euro del 31 dicembre 2014 e registra un decremento complessivo di 5.189 migliaia di euro rispetto all'importo del suddetto esercizio.

In questo ambito le immobilizzazioni immateriali, pari a 358.336 migliaia di euro, si riducono complessivamente di 4.050 migliaia mentre le immobilizzazioni materiali, pari a 103.000 migliaia di euro, presentano un decremento di 1.170 migliaia di euro. La variazione complessiva delle immobilizzazioni (5.220 migliaia di euro) deriva dal saldo tra gli incrementi netti (3.787 migliaia di euro) e gli ammortamenti e le svalutazioni effettuate nel periodo (9.007 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, si mantengono sui valori del precedente esercizio (1.358 migliaia di euro contro 1.327 migliaia di euro del 31 dicembre 2014).

Il capitale circolante netto presenta un saldo positivo di 4.840 migliaia di euro (20.706 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e si riduce complessivamente di 15.866 migliaia di euro rispetto al precedente esercizio. In questo ambito si registra una forte riduzione di tutte le sue componenti, in particolare delle rimanenze (-13.831 migliaia di euro) per i minori quantitativi di gas metano in stoccaggio, dei crediti commerciali (-15.525 migliaia di euro) per i consueti minori consumi rispetto al periodo invernale e dei debiti commerciali (-18.612 migliaia di euro) per i minori approvvigionamenti di gas.

Il saldo degli altri debiti e crediti del circolante risulta negativo per 2.689 migliaia di euro contro un saldo positivo di 2.433 migliaia di euro nel 2014. Ciò è dovuto sostanzialmente dall'andamento delle componenti di natura tributaria e, in particolare, delle imposte di consumo che presentano un saldo a debito di 1.986 migliaia di euro contro un saldo a credito di 5.695 migliaia di euro del 2014, delle imposte sul reddito che presentano un saldo a debito di 331 migliaia di euro contro un saldo a credito di 3.441 migliaia di euro del 2014 e dell'Imposta sul Valore Aggiunto che presenta un saldo a credito di 994 migliaia di euro contro un saldo a debito di 420 migliaia di euro del 2014.

I fondi per rischi ed oneri, le cui componenti principali sono costituite dal fondo smantellamento e ripristino siti e dal fondo imposte differite netto, ammontano complessivamente a 191.377 migliaia di euro contro 191.330 migliaia di euro del 2014. In questo ambito il fondo smantellamento e ripristino siti ammonta a 110.035 migliaia di euro contro 108.246 migliaia di euro del precedente esercizio mentre il fondo imposte differite nette ammonta a 75.741 migliaia di euro contro 77.553 migliaia di euro del precedente esercizio.

Il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato ammonta a 4.400 migliaia di euro (4.866 migliaia di euro) e si riduce per effetto delle variazioni di organico registrate nel periodo.

L'indebitamento finanziario netto ammonta a 50.262 migliaia di euro contro 71.154 migliaia di euro al 31 dicembre 2014 e risulta ancora in calo per la forte crescita della liquidità che aumenta da 9.139 migliaia di euro a 27.234 migliaia di euro del 2015 e la riduzione dell'indebitamento finanziario corrente (6.622 migliaia di euro del 2015 contro 8.836 migliaia di euro del 2014) e non corrente (72.006 migliaia di euro del 2015 contro 74.043 migliaia di euro del 2014).

L'ulteriore miglioramento della posizione finanziaria netta è da attribuire, oltre ai flussi di cassa delle attività operative, anche allo slittamento temporale di alcuni investimenti.

Per quanto concerne la struttura finanziaria si segnala infine che, in prossimità della chiusura dello scorso esercizio, il Gruppo ha stipulato con Banca IMI S.p.A. i contratti per la concessione di una nuova linea di credito di 64 milioni di euro destinata a finanziare i programmi di investimento (della B.U. E&P, sia in Italia che all'estero) e per la rinegoziazione del debito residuo di 51,6 milioni di euro del finanziamento a medio-lungo termine erogato nell'ottobre 2011. La linea di credito di 51,6 milioni di euro è assistita dalle medesime garanzie del precedente contratto di finanziamento a medio lungo termine.

L'operazione ha consentito l'ottimizzazione del costo del credito e una nuova struttura del piano di rimborso con scadenza finale al 31 dicembre 2020.

Nell'ambito degli accordi di finanziamento, in considerazione della progressiva riduzione del capitale circolante, è stato inoltre ridotto l'importo della linea di credito prevista dal contratto di finanziamento revolving da 50 milioni di euro a 30 milioni di euro.

Il patrimonio netto ammonta a 221.495 migliaia di euro (221.239 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e presenta un aumento di 256 migliaia di euro rispetto alla fine del precedente esercizio. L'aumento contenuto rispetto all'utile netto conseguito nel periodo è dovuto alla distribuzione di dividendi (4.362 migliaia di euro) e alle variazioni di fair value dei derivati di copertura contabilizzate in hedge accounting.

ALTRE INFORMAZIONI

Rapporti con parti correlate

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 2015 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

Eventi significativi nel corso del semestre

Oltre a quanto già commentato nei paragrafi precedenti, non si segnalano altri eventi significativi nel 1° semestre dell'esercizio 2015.

Eventi successivi alla chiusura del semestre

Nel corso del mese di luglio è stato sottoscritto un accordo transattivo, soggetto ad un termine per il perfezionamento, tra Gas Plus Reti S.r.l. e ACSM-AGAM S.p.A. e Enerxenia S.p.A. avente ad oggetto i due contenziosi in essere, riguardanti:

• la valorizzazione del recesso di Gas Plus Reti S.r.l. da Serenissima Energia S.r.l. in sede di fusione della stessa in Enerxenia S.p.A.;
• l'impugnazione della deliberazione di assemblea straordinaria del 31 luglio 2012 di Serenissima Gas S.p.A. portante l'aumento di capitale sociale.

L'accordo prevede la definizione del prezzo delle azioni a fronte del recesso da Enerxenia S.p.A. (con una riduzione parziale della passività a suo tempo iscritta a bilancio di Gas Plus Reti S.r.l. a seguito dell'ordinanza di ingiunzione ex art. 186-ter c.p.c. del Tribunale di Milano e del successivo pagamento, a favore di Gas Plus Reti S.r.l., dell'importo provvisoriamente liquidato dal giudice) e un intervento di riduzione della struttura di Patrimonio Netto della Società Serenissima Gas S.p.A. tramite la distribuzione di un dividendo straordinario entro il corrente anno.

Oltre a quanto già segnalato nel corso della presente relazione non si segnalano altri eventi o fatti di rilievo dopo la chiusura del 1° semestre dell'esercizio 2015.

Evoluzione prevedibile della gestione

Pur in presenza di un soddisfacente andamento del primo semestre, a seguito dell'esito negativo del pozzo esplorativo Faseto, non possiamo escludere che l'esercizio 2015 nel suo complesso chiuda in leggera perdita in caso di un'ulteriore flessione degli scenari energetici.

Per il Consiglio di Amministrazione

Il Presidente (sig. Davide Usberti)

Gruppo GAS PLUS

Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2015

Prospetti contabili e note esplicative

	SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE 30
	CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE 31
	CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE 32
	PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE 33
	RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE 34
	NOTE ESPLICATIVE 35
1.	Informazioni societarie 35
2.	Criteri di redazione e principi contabili adottati 35
3.	Stagionalità dell'attività 36
4.	Indebitamento finanziario netto 36
5.	Utilizzo di stime 37
6.	Dividendi 37
7.	Informativa di settore 37
8.	Immobili, impianti e macchinari 39
9.	Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali 40
10.	Rimanenze 40
11.	Crediti commerciali 41
12.	Altri crediti 41
13.	Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 42
14.	Patrimonio netto 42
15.	Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine 43
16.	Debiti commerciali 44
17.	Altri debiti correnti 44
18.	Fondi 45
19.	Ricavi 45
20.	Costi operativi 46
21.	Proventi ed oneri finanziari 47
22.	Imposte 48
23.	Rapporti con parti correlate 49
24.	Strumenti e rischi finanziari 50
25.	Eventi successivi alla data del bilancio intermedio 53

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	Note	30/06/2015	31/12/2014
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	8	103.000	104.170
Avviamento		750	750
Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali	9	357.586	361.636
Altre attività finanziarie non correnti		4.528	4.477
Imposte differite attive	21	26.476	25.948
Totale attività non correnti		492.340	496.981
Attività correnti
Rimanenze	10	5.452	19.283
Crediti commerciali	11	19.010	34.535
Crediti per imposte sul reddito	21	859	3.521
Altri crediti	12	9.593	14.871
Crediti verso collegate	23	14	41
Crediti verso controllante		191	193
Attività finanziarie		4.481	5.339
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	13	23.885	6.386
Totale attività correnti		63.485	84.169
TOTALE ATTIVITÀ		555.825	581.150
PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
Capitale sociale	14	23.353	23.353
Riserve	14	193.083	179.623
Altre componenti di patrimonio netto	14	(1.216)	931
Risultato del periodo	14	5.822	16.886
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO		221.042	220.793
Patrimonio netto di terzi		453	446
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO E DI TERZI		221.495	221.239
PASSIVITÀ
Passività non correnti
Debiti finanziari a lungo termine	15	44.296	46.286
Fondo trattamento fine rapporto dipendenti		4.400	4.866
Fondo imposte differite	22	102.217	103.501
Debiti per acquisizioni aziendali		27.757	27.757
Altri debiti		3.123	3.150
Fondi	17	115.636	113.777
Totale passività non correnti		297.429	299.337
Passività correnti
Debiti commerciali	16	16.933	35.545
Debiti finanziari a breve termine	15	6.509	8.715
Debiti per acquisizioni aziendali		113	121
Altri debiti	17	12.156	16.113
Debiti per imposte sul reddito	21	1.190	80
Totale passività correnti		36.901	60.574
TOTALE PASSIVITÀ		334.330	359.911
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		555.825	581.150

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	Note	1° Semestre 2015	1° Semestre 2014
Ricavi	18	97.227	73.888
Altri ricavi e proventi	18	7.321	2.298
Totale Ricavi		104.548	76.186
Costi per materie prime e materiali di consumo	19	(54.957)	(27.329)
Costi per servizi e altri	19	(23.098)	(22.419)
Costo del personale		(6.088)	(6.329)
(Oneri) e Proventi diversi		256	-
Ammortamenti e svalutazioni	8-9	(9.007)	(9.372)
RISULTATO OPERATIVO		11.654	10.737
Proventi finanziari	20	1.788	1.013
Oneri finanziari	20	(5.240)	(6.160)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		8.202	5.590
Imposte sul reddito	21	(2.368)	(1.155)
RISULTATO DEL PERIODO		5.834	4.435
Attribuibile a:
Gruppo		5.822	4.422
Terzi		12	13
Risultato per azione base (importi in Euro)		0,13	0,10
Risultato per azione diluito (importi in Euro)		0,13	0,10

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	1° semestre 2015	1° semestre 2014
Risultato del periodo	5.834	4.435
Altre componenti di conto economico complessivo
che saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Variazioni di fair value dei derivati in regime di hedge accounting	(644)	659
Imposte	177	(230)
Differenze di conversione di bilanci esteri	(905)	(450)
Altre componenti di conto economico complessivo
che non saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Delta attuariali fondo TFR	215	(313)
Imposte	(59)	107
Risultato di conto economico complessivo al netto delle imposte	(1.216)	(227)
Totale risultato complessivo al netto delle imposte	4.618	4.208
Attribuibile a:
Gruppo	4.606	4.195
Terzi	12	13

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE

		Riserva	Riserva	Versamenti	Acquisto	Riserva	Riserva	Riserva	Utili	Risultato	Totale	Totale	Totale
Importi in migliaia di Euro	Capitale	sovrap.	legale	C/ capitale	azioni	cash flow	traduzione	differenze	indivisi	esercizio	patrimonio	patrimonio	patrimonio
		azioni			proprie	hedge	cambio	attuariali			netto	di terzi	netto
					(1)			TFR			di gruppo
Saldo al 1° gennaio 2014	23.353	85.605	4.671	7.042	(9.600)	(1.349)	1.662	(485)	86.108	11.594	208.601	426	209.027
Destinazione risultato di esercizio	-	-	-	-	-	-	-	-	11.594	(11.594)	-	-	-
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	(6.972)	-	(6.972)	(6)	(6.978)
Variazione altre riserve	-	-	-	-	-	-	-	-	2	-	2	1	3
Risultato del periodo complessivo	-	-	-	-	-	429	(450)	(206)	-	4.422	4.195	13	4.208
Saldo al 30 giugno 2014	23.353	85.605	4.671	7.042	(9.600)	(920)	1.212	(691)	90.732	4.422	205.826	434	206.260
Saldo al 1° gennaio 2015	23.353	85.605	4.671	7.042	(9.600)	632	1.005	(878)	92.077	16.886	220.793	446	221.239
Destinazione risultato di esercizio	-	-	-	-	-	-	-	-	16.886	(16.886)	-	-	-
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	(4.357)	-	(4.357)	(5)	(4.362)
Variazione altre riserve	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Risultato del periodo complessivo	-	-	-	-	-	(467)	(905)	156	-	5.822	4.606	12	4.618
Saldo al 30 giugno 2015	23.353	85.605	4.671	7.042	(9.600)	165	100	(722)	104.606	5.822	221.042	453	221.495

(1) = al 30 giugno 2015, 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. Tale piano di buy back rientra nei termini della delega all'acquisto di azioni proprie conferita al Consiglio di Amministrazione dall'assemblea ordinaria degli azionisti della società tenutasi in data 30 aprile 2009.

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	1° semestre 2015	1° semestre 2014
Flussi finanziari dell'attività operativa
Risultato netto	5.834	4.435
Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni materiali e
immateriali (1)	7.523	8.777
Accantonamento (utilizzo) altri fondi non monetari	7	(16)
Attualizzazione fondo abbandono	2.435	2.312
Interessi non pagati su finanziamento per acquisizione	298	327
(Plusvalenze) minusvalenze patrimoniali	152	-
Variazione del fair value delle attività e passività	(596)	(237)
Variazione imposte differite	(1.694)	(1.985)
Variazione delle attività e passività operative
Variazione rimanenze	13.770	8.001
Variazione crediti commerciali verso terzi e collegate	15.721	23.534
Variazione debiti commerciali verso terzi e collegate	(18.612)	(6.723)
Oneri d'abbandono sostenuti	(684)	(13)
Variazione TFR	(251)	82
Variazione delle altre passività e attività operative	5.629	900
Flussi finanziari netti dell'attività operativa	29.533	39.394
Flussi finanziari dell'attività di investimento
Acquisto beni materiali e immateriali (1)	(2.997)	(3.461)
Flussi finanziari netti utilizzati nell'attività di investimento	(2.997)	(3.461)
Flussi finanziari dell'attività finanziamento
Variazione netta delle passività finanziarie	(1.144)	(7.518)
Finanziamenti rimborsati	(2.500)	(15.400)
Dividendi pagati	(4.362)	(6.978)
Altre variazioni di patrimonio netto	-	3
Flussi finanziari netti generati (utilizzati) nell' attività di
finanziamento	(8.006)	(29.893)
Effetto cambi traduzione bilanci di società estere	(1.031)	(582)
Incremento (decremento) delle disponibilità liquide	17.499	5.458
Disponibilità liquide all'inizio del periodo	6.386	3.527
Disponibilità liquide alla fine del periodo	23.885	8.985
Dividendi incassati	348	84
Imposte pagate nel periodo	(287)	(5.185)
Interessi passivi pagati nel periodo	(1.887)	(2.749)

(1) al netto degli ammortamenti dei costi di esplorazione di riserve di idrocarburi sostenuti nell'esercizio (rispettivamente Euro 1.484 e Euro 595 al 30 giugno 2015 e al 30 giugno 2014).

NOTE ESPLICATIVE

1. Informazioni societarie

Gas Plus S.p.A. è una società per azioni quotata sul mercato telematico azionario gestito e organizzato da Borsa Italiana S.p.A.. La società è costituita in Italia, iscritta al registro delle Imprese di Milano.

Le principali attività del Gruppo Gas Plus sono:

• Esplorazione e produzione idrocarburi (Business Unit E&P Exploration & Production);
• Distribuzione e trasporto di gas naturale (Business Unit Network & Transportation);
• Approvvigionamento e vendita all'ingrosso di gas naturale (Business Unit S&S Supply & Sales);
• Vendita gas naturale a clienti finali (Business Unit Retail);
• Stoccaggio gas (Business Unit Storage): attività in fase di start up, come documentato nella Relazione intermedia sulla Gestione.

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 2015 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 5 agosto 2015.

In relazione all'area di consolidamento, non sono intervenute variazioni nel corso del primo semestre 2015.

2. Criteri di redazione e principi contabili adottati

Criteri di redazione

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 2014.

Principi contabili rilevanti

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 2014, fatta eccezione per l'adozione dei nuovi principi, modifiche ed interpretazioni in vigore dal 1° gennaio 2015.

A partire dal 1° gennaio 2015, il Gruppo ha adottato la seguente nuova interpretazione:

IFRIC 21 Tributi

L'IFRIC 21 chiarisce che una entità riconosce una passività non prima di quando si verifica l'evento a cui è legato il pagamento, in accordo con la legge applicabile. Per i pagamenti che sono dovuti solo al superamento di una determinata soglia minima, la passività è iscritta solo al raggiungimento di tale soglia. Tale interpretazione non ha avuto alcun impatto sulla posizione finanziaria, sui risultati o sull'informativa del Gruppo.

Il Gruppo non ha adottato anticipatamente alcun altro principio, interpretazione o miglioramento emanato ma non ancora in vigore.

Ai sensi della Comunicazione Consob N. DEM/6064296 del 28 luglio 2006, si precisa che i risultati economici del Gruppo hanno beneficiato degli effetti del rinnovo di un contratto di servizio della Business Unit E&P con la definizione di una nuova tariffa unitaria per il servizio stesso e la riduzione di quella complessivamente dovuta per i servizi resi in precedenti esercizi con un impatto positivo, al loro delle imposte, non ricorrente, a conto economico di Euro 5.275. Oltre a quanto qui sopra evidenziato, non vi sono state operazioni atipiche/inusuali e non ricorrenti.

3. Stagionalità dell'attività

La maggioranza dei ricavi (circa l'84%) 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. Tuttavia, sulla base dei dati storici, i ricavi ed i profitti derivanti dalla vendita del gas ai clienti civili per i primi sei mesi sono sostanzialmente in linea con i secondi sei mesi.

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 2015 dei Crediti commerciali e Debiti Commerciali è più basso rispetto a quello del 31 dicembre 2014, grazie ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2015 rispetto al quarto trimestre 2014, legati alla stagionalità sopra evidenziata.

4. Indebitamento finanziario netto

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 2015	31 dicembre 2014
A. Cassa	16	17
B. Altre disponibilità liquide (conti correnti bancari)	23.869	6.369
C. Titoli detenuti per la negoziazione	3.349	2.753
D. Liquidità (A) + (B) + (C)	27.234	9.139
E. Crediti finanziari correnti	1.132	2.586
F. Debiti bancari correnti	(1.174)	(2.781)
G. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	(5.000)	(5.000)
H. Altri debiti correnti	(448)	(1.055)
I. Indebitamento finanziario corrente (F)+(G)+(H)	(6.622)	(8.836)
J. Indebitamento finanziario corrente netto (I)-(E)-(D)	21.744	2.889
K. Debiti bancari non correnti	(43.388)	(45.781)
L. Obbligazioni emesse	-	-
M. Altri debiti non correnti	(28.618)	(28.262)
N. Indebitamento finanziario non corrente (K) + (L) + (M)	(72.006)	(74.043)
O. Indebitamento finanziario netto (J) + (N)	(50.262)	(71.154)

L'indebitamento finanziario netto si è attestato a 50,3 milioni di euro in diminuzione rispetto al valore del 31 dicembre 2014 (71,2 milioni di euro), grazie, oltre ai flussi di cassa delle attività operative, anche allo slittamento temporale di alcuni investimenti.

La liquidità risulta, infatti, in forte crescita realizzando un incremento di 18,1 milioni di euro, principalmente in relazione alle maggiori disponibilità presenti sui conti correnti bancari.

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 2,4 milioni di Euro, per effetto principalmente del rimborso di 2,5 milioni di Euro effettuato nel mese di giugno, nei termini previsti contrattualmente.

Gli altri debiti non correnti comprendono per 27,8 milioni di Euro il finanziamento (comprensivo dei relativi interessi capitalizzati) concesso in data 19 ottobre 2010 a Idrocarburi Italiana S.r.l. da parte del venditore Eni per l'acquisizione di Società Padana Energia S.p.A..

5. Utilizzo di stime

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.

Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico.

6. Dividendi

Nel primo semestre 2015, la Capogruppo Gas Plus S.p.A., come da delibera dell'Assemblea degli azionisti del giorno 11 maggio 2015, ha erogato dividendi per un importo complessivo di Euro 4.357, pari a Euro 0,10 per azione in circolazione.

7. Informativa di settore

L'informativa di settore del Gruppo è per settori di attività.

L'attività del Gruppo è stata svolta nel primo semestre del 2015 quasi interamente sul territorio nazionale. Il Gruppo opera nei seguenti segmenti di business:

• esplorazione e produzione di idrocarburi (Business Unit Exploration & Production);
• distribuzione e trasporto di gas naturale (Business Unit Network & Transportation);
• approvvigionamento e vendita all'ingrosso di gas naturale (Business Unit Supply & Sales);
• vendita di gas naturale a clienti finali (Business Unit Retail);
• altre attività: include il settore stoccaggio di idrocarburi (Business Unit Storage), attività in fase di start up, e le funzioni comuni e servizi centralizzati della holding.

Ai fini della presente nota, per il periodo chiuso al 30 giugno 2015, 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 2015 e 2014.

		Network			Altre attività e
	Exploration & Production	& Transport.	Supply & Sales	Retail	attività non allocate	Rettifiche ed elisioni	Totale consolidato
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	11.130	4.775	57.608	30.861	174	-	104.548
Vendite infrasettoriali	15.751	6.234	18.560	484	4.746	(45.775)	-
Totale ricavi	26.881	11.009	76.168	31.345	4.920	(45.775)	104.548
EBITDA	14.180	3.794	(449)	2.963	(83)	-	20.405
Ammortamenti e svalutazioni	(7.390)	(1.422)	(15)	(50)	(130)	-	(9.007)
EBIT	6.790	2.371	(464)	2.912	(213)	-	11.398
(Oneri e proventi diversi)	-	256	-	-	-	-	256
Risultati operativi di settore	6.790	2.628	(464)	2.912	(213)	-	11.654
Oneri finanziari netti							(3.452)
Risultato prima delle imposte							8.202
Imposte sul reddito							(2.368)
Risultato netto dell'esercizio							5.834
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	2.361	29	-	-	93	-	2.484
Investimenti in immobilizzazioni
immateriali	54	447	-	-	13	-	514
Ammortamenti e svalutazioni delle
immobilizzazioni materiali	(2.877)	(44)	(5)	(6)	(70)	-	(3.002)
Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni immateriali (*)	(3.029)	(1.378)	(10)	(44)	(60)	-	(4.521)
Attività di esplorazione	1.484	-	-	-	-	-	1.484

Informativa di settore (1° semestre 2015)

Informativa di settore (1° semestre 2014)

					Altre
	Exploration &	Network &	Supply &		attività e attività non	Rettifiche	Totale
	Production	Transport.	Sales	Retail	allocate	ed elisioni	consolidato
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	7.504	5.140	33.066	30.227	249	-	76.186
Vendite infrasettoriali	21.683	5.635	19.715	558	4.750	(52.341)	-
Totale ricavi	29.187	10.775	52.781	30.785	4.999	(52.341)	76.186
EBITDA	15.549	3.751	(877)	1.792	(106)	-	20.109
Ammortamenti e svalutazioni	(7.350)	(1.522)	(15)	(59)	(426)	-	(9.372)
EBIT	8.199	2.229	(892)	1.733	(532)	-	10.737
(Oneri) e proventi diversi	-	-	-	-	-	-	-
Risultati operativi di settore	8.199	2.229	(892)	1.733	(532)	-	10.737
Oneri finanziari netti							(5.147)
Risultato prima delle imposte							5.590
Imposte sul reddito							(1.155)
Risultato netto dell'esercizio							4.435
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	2.443	11	-	-	373	-	2.827
Investimenti in immobilizzazioni
immateriali	157	446	4	7	20	-	634
Ammortamenti e svalutazioni delle
immobilizzazioni materiali	(3.407)	(47)	(5)	(8)	(97)	-	(3.564)
Ammortamenti e svalutazioni delle
immobilizzazioni immateriali (*)	(4.233)	(1.457)	(11)	(52)	(55)	-	(5.808)
Attività di esplorazione	595					-	595

*Esclusa attività di esplorazione

8. Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 103.000 al 30 giugno 2015 e sono dettagliabili come segue:

	Terreni	Fabbricati	Impianti e macchinari (rete di trasporto)	Impianti e macchinari (E&P)	Attrezzature industriali e commerciali	Altri beni	Immobilizz azioni in corso e acconti	Totale
30 giugno 2015
Saldo iniziale netto	7.703	1.193	1.494	67.650	33	717	25.379	104.170
Investimenti	36	-	14	534	14	24	1.862	2.484
Ammortamenti e Svalutazioni	-	(59)	(31)	(2.805)	(3)	(103)	-	(3.002)
Alienazioni	-	-	-	-	-	-	-	-
Altre variazioni	1	-	-	(18)	-	(4)	(631)	(652)
Saldo finale netto	7.740	1.134	1.477	65.361	44	634	26.610	103.000
Saldo finale lordo	7.740	1.899	2.049	145.224	355	4.983	31.981	194.232
Fondo ammortamento e svalutazione	-	(765)	(572)	(79.864)	(311)	(4.349)	(5.371)	(91.232)
Saldo finale netto	7.740	1.134	1.477	65.361	44	634	26.610	103.000

Gli investimenti pari a Euro 2.484 e gli ammortamenti pari a Euro 3.002 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 2014.

9. Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali

Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto di Euro 357.586 al 30 giugno 2015 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 2015
Saldo iniziale netto	296.868	-	62.491	2.276	361.636
Investimenti	-	875	420	94	1.389
Ammortamenti e svalutazioni	(2.969)	(1.484)	(1.289)	(264)	(6.005)
Alienazioni	-	-	-	-	-
Altre variazioni	1	609	-	(43)	567
Saldo finale netto	293.900	-	61.623	2.063	357.586
Saldo finale lordo	383.302	1.484	87.486	8.596	480.869
Fondo ammortamento e svalutazione	(89.403)	(1.484)	(25.864)	(6.532)	(123.283)
Saldo finale netto	293.900	-	61.623	2.063	357.586

Le immobilizzazioni immateriali presentano un decremento complessivo di Euro 4.050 da attribuire agli 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 dalle società controllate Gas Plus Reti S.r.l. e Gas Plus Salso S.r.l..

Nel primo semestre del 2015 sono stati sostenuti costi di ricerca ed esplorazione che sono stati completamente ammortizzati nell'esercizio per Euro 875 (di cui Euro 175 relativi ad attività di ricerca condotta all'estero); inoltre, sono stati imputati a conto economico Euro 609 sostenuti nel precedente esercizio, relativi a costi propedeutici alla perforazione del pozzo esplorativo Faseto, perforato nel mese di luglio 2015 con esito negativo. Il riconoscimento di tali costi è influenzato da una serie di fattori, quali la discrezionalità sulla tempistica di effettuazione delle attività, anche effettuate in joint ventures, la disponibilità di risorse esterne all'azienda per l'effettuazione di tali attività, il rilascio delle autorizzazioni da parte delle Amministrazioni pubbliche. Pertanto, i costi sostenuti nel semestre non necessariamente manifestano una distribuzione lineare rispetto all'intero esercizio.

10. Rimanenze

Le rimanenze pari al 30 giugno 2015 a Euro 5.452 sono dettagliate nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2015 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

		30 giugno 2015			31 dicembre 2014
	Gas Naturale	Altre	Totale	Gas Naturale	Altre	Totale
Materie prime, suss. e di consumo	-	3.234	3.234	-	3.176	3.176
Prodotti finiti e merci	1.684	533	2.218	15.663	444	16.107
Totale	1.684	3.767	5.452	15.663	3.620	19.283

Le rimanenze presentano un decremento di Euro 13.831 rispetto al 31 dicembre 2014, dovuto sostanzialmente alle minori giacenze di gas metano.

I volumi di gas metano in stoccaggio, infatti, sono passati da 56,6 milioni di metri cubi al 31 dicembre 2014 a 6,9 milioni di metri cubi al 30 giugno 2015.

11. Crediti commerciali

I crediti commerciali pari al 30 giugno 2015 ad Euro 19.010 sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Crediti commerciali:	30 giugno 2015	31 dicembre 2014
Utenti civili	4.901	8.937
Utenti industriali	2.230	2.566
Grossisti	13.633	20.145
Altri	2.698	7.533
Totale crediti	23.461	39.181
Fondo svalutazione	(4.451)	(4.646)
Crediti commerciali netti	19.010	34.535
Fondo svalutazione crediti	30 giugno 2015
Fondo al 1° gennaio	(4.646)
Accantonamenti	-
Utilizzi	195
Fondo al 30 giugno	(4.451)

I crediti verso clienti riguardano prevalentemente l'attività di vendita di gas metano ad utenti finali e grossisti.

Il decremento nel corso del semestre dei crediti commerciali è legato ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2015 rispetto al quarto trimestre 2014 in relazione alla stagionalità del business.

Inoltre, si segnala che il Gruppo ha sottoscritto, in data 29 aprile 2013, un contratto con Banca IMI per la cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti con un plafond rotativo di 35 milioni di euro. Tale contratto prevede, nei limiti del plafond previsto, la cessione periodica e pro-soluto dei crediti dell'Area Commerciale Gas.

12. Altri crediti

Gli altri crediti correnti, pari al 30 giugno 2015 ad Euro 9.593, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Altri crediti	30 giugno 2015	31 dicembre 2014
IVA	1.782	1.485
Imposta di consumo	-	5.695
Addizionale regionale	284	974
Crediti verso consorzi	1.260	1.506
Crediti per contributi AEEGSI	2.751	1.766
Crediti verso CCSE – saldo di perequazione	1.674	1.166
Crediti diversi	778	992
Ratei e risconti	1.064	1.287
Totale altri crediti	9.593	14.871

Gli altri crediti comprendono crediti per imposte indirette e crediti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione in cui il Gruppo, per le attività della concessione, riveste il ruolo di operatore. Il decremento di Euro 5.278 rispetto al 31 dicembre 2014 è legato principalmente alla riduzione dei crediti per imposta di consumo.

I crediti per contributi AEEGSI saranno riconosciuti alla società controllata Gas Plus Reti S.r.l. per la consegna all'Autorità dei certificati di efficienza energetica per l'anno 2014. La consegna di tali certificati è stata completata entro il mese di maggio 2015, e l'ammontare del contributo, commisurato alle quantità consegnate come previsto dalla Delibera n. EEN 36/08, verrà erogato entro la fine dell'esercizio.

13. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono così dettagliati:

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	30 giugno 2015	31 dicembre 2014
Cassa	16	17
Conti correnti bancari	23.869	6.369
Totale	23.885	6.386

Per una migliore comprensione delle variazioni dei flussi di cassa intercorsi nel periodo si rimanda al rendiconto finanziario.

14. Patrimonio netto

Di seguito si forniscono indicazioni in merito alla natura e alla composizione delle principali componenti di patrimonio netto:

Capitale Sociale Non ha subito variazioni rispetto al 31 dicembre 2014.

Altre riserve Le altre riserve sono costituite da:

• La Riserva legale, la Riserva Versamenti c/capitale e la Riserva sovrapprezzo azioni, che non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2014.

• Azioni proprie, che non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2014. Al 30 giugno 2015, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari a 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di Euro 9.600.

• La Riserva di cash flow hedge, che accoglie le variazioni di fair value del derivato su tasso di interesse e dei derivati su commodities stipulati dal Gruppo, contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle relative variazioni di imposte differite.

• La Riserva per differenze attuariali TFR, che include tutti gli utili e le perdite attuariali che emergono dal ricalcolo del valore attuale del fondo di trattamento di fine rapporto, al netto delle relative variazioni di imposte differite.
• La Riserva di traduzione cambi, che accoglie le differenze legate al differente cambio utilizzato per la conversione delle attività e passività delle imprese controllate estere e delle loro filiali (cambio corrente alla data di fine periodo) rispetto al cambio utilizzato per la conversione dei rispettivi proventi ed oneri (cambi medi di periodo).
• Le altre riserve e gli utili indivisi, che includono gli effetti della conversione agli IFRS. Si segnala che tali effetti sono principalmente riferibili alla valutazione a "fair value" delle immobilizzazioni immateriali costituite dalle reti di distribuzione del gas, valutazione effettuata utilizzando il fair value come sostituto del costo in sede di prima applicazione degli IFRS ed alla valutazione al fair value delle attività finanziarie disponibili per la vendita.

Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato per i semestri chiusi al 30 giugno 2015 e al 30 giugno 2014 per una descrizione quantitativa delle riserve di patrimonio netto.

Altre componenti del conto economico complessivo

Nel primo semestre 2015, le altre componenti del conto economico complessivo includono:

• le variazioni di fair value del derivato su tasso di interesse e dei derivati su commodities contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle imposte differite, per una variazione negativa di complessivi Euro 467 (nel primo semestre 2014, la variazione positiva era di Euro 429);
• la riserva di traduzione dei bilanci esteri la cui valuta funzionale è diversa dall'euro per una variazione negativa di Euro 905 (nel primo semestre 2014, la variazione era negativa di Euro 450);
• la riserva per differenze attuariali TFR per una variazione positiva di complessivi Euro 156, al netto delle imposte differite (nel primo semestre 2014, la variazione era negativa di Euro 206).

15. Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine

Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari del Gruppo al 30 giugno 2015 e al 31 dicembre 2014 con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:

Tipologia	Tasso interesse eff. %	Scadenza	30 giugno 2015	31 dicembre 2014
A breve termine
Scoperti bancari		A richiesta	9	1.804
Banca IMI – incassi per crediti cartolarizzati		Quindicinale	1.165	977
Finanziamento MT Banca IMI	Euribor 3/6m + 225 bps	Come da piano di rimborso	5.000	5.000
Fair value der. commodities swap			-	65
Fair value der. interest rate swap			335	869
Totale a breve termine			6.509	8.715
A lungo termine
Finanziamento MT Banca IMI	Euribor 3/6m + 225 bps	31 dicembre 2020	43.388	45.781
Fair value der. interest rate swap			908	505
Totale debiti finanziari a
medio/lungo termine			44.296	46.286
Totale debiti finanziari			50.805	55.001

Finanziamento Revolving Banca IMI

Il contratto di finanziamento Revolving Banca IMI al 30 giugno 2015 non risulta essere utilizzato per cassa. Al 30 giugno 2015, tale finanziamento risulta essere utilizzato per firma per un importo di 17,7 milioni di Euro.

Finanziamento a Medio Lungo Termine

Il Gruppo ha regolarmente rimborsato la rata del finanziamento prevista nel primo semestre 2015 per 2,5 milioni di Euro, secondo la scadenza concordata.

Finanziamento Capex Banca IMI

Il contratto di finanziamento Capex Banca IMI al 30 giugno 2015 non risulta essere utilizzato per cassa.

Tutti i contratti di finanziamento stipulati con Banca IMI (Finanziamento Revolving, 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 2015 tali parametri risultano rispettati.

16. Debiti commerciali

Nella seguente tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 30 giugno 2015 e al 31 dicembre 2014:

Debiti commerciali	30 giugno 2015	31 dicembre 2014
Fornitori Italia	15.503	26.496
Fornitori estero	1.431	9.049
Totale debiti commerciali	16.933	35.545

I debiti verso fornitori derivano prevalentemente dalle forniture di gas metano e di materiali per la realizzazione degli impianti gas e dai servizi di stoccaggio e di vettoriamento di gas metano.

Il decremento nel corso del semestre dei debiti commerciali è legato ai minori acquisti di materie prime effettuati nel secondo trimestre 2015 rispetto al quarto trimestre 2014 in relazione alla stagionalità del business.

17. Altri debiti correnti

Gli altri debiti correnti, pari al 30 giugno 2015 ad Euro 12.156, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2015 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	30 giugno 2015	31 dicembre 2014
Debiti diversi	1.979	2.663
Debiti verso CCSE	227	858
Debiti verso consorzi	1.221	3.953
Debiti verso il personale	2.781	2.925
Debiti verso istituti di previdenza	1.395	1.503
Premi comunali	427	349
Ritenute	396	510
Imposta di consumo	1.986	-
IVA	788	1.905
Debiti per royalties	537	1.018
Amministratori e sindaci	214	280
Acconti	62	63
Ratei e risconti passivi	141	86
Totale altri debiti	12.156	16.113

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. Il decremento di Euro 3.957 rispetto all'esercizio precedente è principalmente dovuto al decremento dei debiti per imposta sul valore aggiunto e dei debiti verso consorzi.

18. Fondi

I fondi hanno un valore netto di Euro 115.636 al 30 giugno 2015 e sono dettagliabili come segue:

	Fondo smantellamento e ripristino siti	Fondo per contenziosi	Fondo oneri ambientali	Altri fondi per rischi	Totale
Saldo al 1° gennaio 2015	108.246	314	5.017	200	113.777
Rilevazione iniziale e variazione di stima	38	-	-	70	108
Oneri finanziari per effetto attualizzazione	2.435	-	-	-	2.435
Utilizzo nell'esercizio	(684)	-	-	-	(684)
Saldo al 30 giugno 2015	110.035	314	5.017	270	115.636

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 2015, il fondo smantellamento e ripristino siti si incrementa complessivamente di Euro 1.789 principalmente per effetto:

• dell'incremento per oneri finanziari conseguente all'attualizzazione dei costi di chiusura per Euro 2.435;

• della riduzione per gli utilizzi del periodo per Euro 648, che si riferiscono agli oneri sostenuti per le chiusure minerarie già dettagliate nella relazione intermedia sulla gestione.

19. Ricavi

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	1° semestre 2015	1° semestre 2014
Vendita di gas metano
utenti civili	24.209	23.415
utenti industriali	6.170	6.393
grossisti	57.872	33.578
Vendita greggio	3.722	5.050
Vendita condensati	150	293
Raccolta–trattamento gas	76	72
Ricavi da consorzi	862	515
Ricavi per distribuzione gas terzi	3.597	2.896
Cassa perequazione	(191)	736
Gestione calore e altri	758	940
Totale ricavi	97.227	73.888
Altri ricavi e proventi
Contributi allacciamenti	72	75
Royalties	280	287
Rimborso canone assicurativo	87	91
Servizi per utenti gas	188	246
Contributo AEEGSI - Progetto TEE	980	1.081
Altri ricavi di gestione	5.713	518
Totale altri ricavi e proventi	7.321	2.298
Totale ricavi	104.548	76.186

ricavi relativi al primo semestre 2015 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

Come già evidenziato nella precedente nota n. 2, Criteri di redazione e principi contabili adottati, la voce "Altri ricavi di gestione" include una componente positiva non ricorrente per un importo di Euro 5.275.

20. Costi operativi

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi al primo semestre 2015 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

	1° semestre 2015	1° semestre 2014
Costi per materie prime e materiali di consumo
Materie prime e di consumo
Gas metano	(39.652)	(17.697)
Costi progetto TEE	(1.011)	(1.073)
Altri	(478)	(494)
Variazione rimanenze	(13.816)	(8.065)
Totale costi per materie prime	(54.957)	(27.329)

Per quanto riguarda la variazione delle rimanenze si rimanda a quanto già espresso nella Nota n. 10, Rimanenze.

	1° semestre 2015	1° semestre 2014
Servizi e altri
Trasporto / stoccaggio gas	(7.861)	(6.487)
Misurazione / trattamento gas	(893)	(840)
Amministratori e sindaci	(339)	(340)
Spese e consulenze professionali	(2.040)	(2.547)
Assicurazioni	(392)	(430)
Manutenzioni	(1.408)	(1.093)
Trattamento reflui e rifiuti	(425)	(681)
Servizi specialistici E&P	(793)	(1.094)
Riaddebito servizi da consorzi	(1.034)	(1.534)
Spese e commissioni bancarie	(266)	(237)
Altri affitti e locazioni	(998)	(903)
Royalties	(390)	(546)
Premi e concessioni gas	(450)	(450)
Cassa Conguaglio	(2.788)	(2.385)
Altri servizi	(2.401)	(2.092)
Accantonamenti e perdite su crediti	(621)	(760)
Totale costi per servizi ed altri	(23.098)	(22.419)

21. Proventi ed oneri finanziari

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio degli oneri e proventi finanziari relativi al primo semestre 2015 ed il relativo confronto con l'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Proventi (Oneri) finanziari	1° semestre 2015	1° semestre 2014
Proventi finanziari
Dividendi da imprese iscritte nelle attività correnti	92	84
Altri proventi finanziari	32	48
Variazione di fair value di altri strumenti finanziari	597	249
Totale proventi finanziari	721	381
Oneri finanziari
Interessi passivi su finanziamenti a m/l termine	(603)	(1.382)
Interessi passivi su finanziamenti a breve termine	(500)	(559)
Interessi passivi su conti correnti bancari	(59)	(34)
Oneri finanziari per attualizzazione fondi	(2.471)	(2.379)
Interessi passivi per debiti per acquisizioni	(298)	(327)
Commissioni su finanziamenti	(429)	(802)
Altri oneri finanziari	(201)	(149)
Oneri finanziari da derivati su tasso di interesse	(677)	(515)
Variazione di fair value di altri strumenti finanziari	-	(13)
Totale oneri finanziari	(5.240)	(6.160)
Utili (perdite) su cambi	1.067	632
Proventi (Oneri) finanziari netti	(3.452)	(5.147)

Al 30 giugno 2015, la voce variazione di fair value di strumenti finanziari presente tra i proventi e gli oneri finanziari accoglie una rivalutazione netta di Euro 597 agli ultimi corsi di borsa del primo semestre 2015 dei titoli e fondi iscritti nelle attività finanziarie. Al 30 giugno 2014, i titoli ed i fondi iscritti nelle attività finanziarie registravano una rivalutazione netta di Euro 236.

22. Imposte

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.

	30 giugno 2015	31 dicembre 2014
Imposte differite attive, relative a:
Fondo svalutazione crediti	974	993
Fondo TFR	129	123
Fondo abbandono	19.382	18.837
Ammortamenti e svalutazioni civilistiche eccedenti	5.184	5.063
Fair value derivati in hedge accounting	222	387
Altro	585	545
Totale imposte differite attive	26.476	25.948
Imposte differite passive, relative a:
Plusvalore delle concessioni di coltivazione e degli impianti E&P	(88.533)	(89.210)
Plusvalore delle concessioni di distribuzione	(13.397)	(13.663)
Fair value derivati in hedge accounting	(284)	(625)
Altro	(3)	(3)
Totale imposte differite passive	(102.217)	(103.501)

I movimenti delle voci crediti per imposte anticipate e fondo imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto:

	Credito per imposte anticipate	Fondo imposte differite
Saldo al 1° gennaio 2015	25.948	(103.501)
Accantonamenti	1.061	-
Utilizzi	(310)	942
Altre variazioni incluse nel conto economico complessivo	(223)	342
Saldo al 30 giugno 2015	26.476	(102.217)

I saldi delle voci di crediti per imposte correnti e debiti per imposte correnti sono dettagliati nel seguente prospetto:

Debiti e crediti per imposte	30 giugno 2015	31 dicembre 2014
Crediti per imposte	859	3.521
Debiti per imposte	(1.190)	(80)
Totale (debiti) e crediti per imposte	(331)	3.441

La variazione di tali voci rispetto al 31 dicembre 2014 pari a complessivi Euro 3.772 deriva dal versamento del primo acconto per l'esercizio 2015 delle imposte sul reddito e dalle imposte correnti sul risultato del primo semestre 2015.

Di seguito, è riportato il dettaglio delle imposte sul reddito relativo al primo semestre 2015 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

Imposte sul reddito dell'esercizio	1° semestre 2015	1° semestre 2014
Risultato ante imposte	8.202	5.590
Imposte correnti	(4.061)	(3.137)
Imposte differite	1.693	1.982
Totale imposte sul reddito dell'esercizio	(2.368)	(1.155)
Aliquota effettiva d'imposta	28,87%	20,66%

Nel primo semestre 2015, le imposte correnti e differite hanno beneficiato della mancata applicazione della cosiddetta "Robin Tax" per effetto della sentenza che ne ha dichiarato l'incostituzionalità nel mese di febbraio 2015, e, in misura minore, delle modifiche alla base imponibile IRAP che permettono la completa deduzione del costo del personale assunto a tempo indeterminato.

Il tax rate è risultato comunque in aumento rispetto al primo semestre 2014, dove le imposte correnti e differite tenevano conto della riduzione dell'aliquota IRAP (dal 3,90% al 3,50%) prevista dal D.L. n. 66/2014 del 24 aprile 2014 (cosiddetto "Decreto Bonus IRPEF 2014), pubblicato nella G.U. n. 95 del 24 aprile 2014 e convertito con modificazioni dalla L. n. 89 del 23 giugno 2014 (in G.U. n. 143 del 23 giugno 2014). L'applicazione di tale riduzione aveva determinato minori imposte correnti per Euro 68 e minori imposte differite nette per Euro 1.044. Al netto dell'effetto dell'adeguamento delle imposte anticipate e differite, il risultato del primo semestre 2014 avrebbe scontato un tax rate di circa il 39,3%.

23. Rapporti con parti correlate

Le operazioni tra la società 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 ed economici derivanti dalle operazioni effettuate nel corso del primo semestre 2015 e 2014 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:	2015	3	-	191	-
	2014	3	-	193	-
Collegate:	2015	-	(28)	14	-
	2014	-	-	31	(9)
Altre parti correlate:	2015	16	(262)	18	(18)
	2014	4	(252)	5	(24)

Compensi percepiti dai componenti degli organi di amministrazione

Gli amministratori nel Gruppo hanno percepito nel primo semestre del 2015 Euro 167, rispetto a Euro 165 del corrispondente periodo dell'esercizio precedente.

24. Strumenti e rischi finanziari

Strumenti finanziari

Di seguito si riporta un riepilogo degli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2015 con il relativo raffronto tra valore contabile ed il fair value:

			Attività finanziarie al fair value a	Attività finanziarie in regime di	Attività disponibili	Totale
	Valore contabile	Finanziamenti e crediti	conto economico	hedge accounting	per la vendita	voce contabile	Fair value
ATTIVO Altre attività non correnti	4.528	202	-	47	4.279	4.528	4.528
Totale Attivo non corrente	4.528	202	-	47	4.279	4.528	4.528
Attività finanziarie	4.481	-	3.349	1.132	-	4.481	4.481
Crediti commerciali	19.010	19.010	-	-	-	19.010	19.010
Crediti vs. altri	1.560	1.560	-	-	-	9.593	1.560
Disponibilità liquide	23.885	23.885	-	-	-	23.885	23.885
Totale Attivo corrente	48.936	44.455	3.349	1.132	-	57.160	48.936
Totale Attivo	53.464	44.657	3.349	1.179	4.279	61.688	53.464

		Passività finanziarie al	Passività finanziarie in
		fair value a	regime di			Totale
	Valore contabile	conto economico	hedge accounting	Altre passività	Costo ammortizzato	voce contabile	Fair value
PASSIVO
Debiti finanziari	44.296	-	908	-	43.388	44.296	44.296
Debiti vs. altri	3.123	-	-	3.123	-	3.123	3.123
Debiti per acquisizioni aziendali	27.757	-	-	27.757	-	27.757	27.757
Totale Passivo non corrente	75.176	-	908	30.880	43.388	75.176	75.176
Debito finanziari correnti	6.509	-	335	1.174	5.000	6.509	6.509
Debiti per acquisizioni aziendali correnti	113	-	-	113	-	113	113
Debiti commerciali	16.933	-	-	16.933	-	16.933	16.933
Debiti vs. altri correnti	6.257	-	-	6.257	-	12.156	6.257
Totale Passivo corrente	29.812	-	335	24.477	5.000	35.711	29.812
Totale Passivo	104.988	-	1.243	55.357	48.388	110.887	104.988

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.

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2015 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Impegni e rischi derivanti dall'acquisizione di Società Padana Energia S.p.A.

Si rimanda a quanto commentato in Nota del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2014. Al 30 giugno 2015, il corrispettivo dell'acquisizione non include nessuna integrazione né sul progetto di sviluppo unitario del giacimento Longanesi né sui nuovi giacimenti scoperti inclusi nel potenziale esplorativo, poiché non si configurano le relative fattispecie.

Garanzie e fideiussioni

Al 30 giugno 2015, il Gruppo ha in essere fideiussioni a favore di terzi per acquisto e trasporto gas per 106,7 milioni di euro, per utenze energetiche, concessioni pubbliche ed altro per 6,3 milioni di euro; inoltre, ha sottoscritto fideiussioni a favore delle controllate estere per 0,3 milioni di euro.

Gestione del rischio

Qui di seguito si segnalano le principali operazioni avvenute nel primo semestre 2015 con un significativo impatto sulla gestione del rischio del Gruppo. Per maggiori dettagli sulle politiche di gestione dei rischi finanziari si rimanda alla Nota del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2014.

Rischio di credito

Come già segnalato nella Nota del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2014, il Gruppo ha in essere con Banca IMI S.p.A. un'operazione di cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti dell'Area Commerciale Gas, per un ammontare massimo di 35 milioni di Euro, con plafond rotativo.

In questa particolare congiuntura economica, tale operazione ha permesso al Gruppo di razionalizzare il rischio di credito dei segmenti di clientela civile ed industriale della Business Unit Retail e dei clienti grossisti della Business Unit Supply & Sales.

Rischio di liquidità

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. 15, Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine, il Gruppo ha rimborsato la rata di 2,5 milioni di Euro del Finanziamento a Medio Lungo Termine in scadenza a fine giugno.

Il Gruppo ha in essere le seguenti linee di credito:

• 31,8 milioni di Euro per linee di credito promiscue per scoperto di conto corrente o crediti di firma, che include per 30 milioni di Euro il finanziamento revolving stipulato con Banca IMI;
• 35 milioni di Euro per la linea di credito rotativa a fronte di cartolarizzazione del portafoglio crediti dell'Area Commerciale Gas;
• 7,3 milioni di Euro per linee di credito promiscue autoliquidanti per anticipo fatture e per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 1,2 milione di Euro per linee di credito per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 44,5 milioni di Euro per linee di credito promiscue per anticipo fatture, non assistite da garanzie;
• 25,0 milioni di Euro per crediti di firma, non assistite da garanzie;
• 64 milioni di Euro per linea di credito Capex relativi al Finanziamento a Medio Lungo Termine;
• 16 milioni di Euro per linea promiscua a copertura variazioni di fair value su derivati.

Rischio tasso di interesse

Per mitigare il rischio di oscillazione dei tassi di interesse, il Gruppo ha in essere un contratto di copertura del tasso di interesse stipulato in correlazione al contratto di finanziamento a Medio Lungo Termine, che rispetta tutti i criteri per il trattamento in hedge accounting, con l'imputazione delle variazioni di fair value nel conto economico complessivo.

Rischio di mercato

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 2015 una serie di contratti derivati di copertura su commodities, che rispettano tutti i criteri per il trattamento in hedge accounting, con l'imputazione delle variazioni di fair value nel conto economico complessivo.

Gerarchia del fair value secondo l'IFRS 7

L'IFRS 7 richiede che la classificazione degli strumenti finanziari al fair value sia determinata in base alla qualità delle fonti degli input usati nella valutazione del fair value. Per una descrizione del significato dei 3 diversi livelli si rimanda a quanto già commentato in Nota del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2014.

Qui di seguito, si evidenzia la classificazione IFRS 7 per gli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2015:

	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
a conto economico
Azioni	2.896	2.896	-	-
Titoli di debito	453	453	-	-
Attività finanziarie al fair value rilevato
nel conto economico complessivo
Contratti derivati su commodities	1.179	-	1.179	-
PASSIVO
Passività finanziarie al fair value
rilevato a conto economico complessivo
Contratti derivati su tasso di interesse	1.243	-	1.243	-

Nel semestre chiuso al 30 giugno 2015, 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.

Tecniche di valutazione

Le attività finanziarie valutate al fair value a conto economico dipendono principalmente dalle variazioni dei dati di input utilizzati per determinare il fair value, come tassi di interesse e tassi di cambio. Per i titoli quotati, il fair value è determinato in base agli ultimi corsi di borsa del periodo di riferimento.

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.

25. Eventi successivi alla data del bilancio intermedio

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 1° semestre dell'esercizio 2015.

Per il Consiglio di Amministrazione

Il Presidente (Sig. Davide Usberti)

Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell'art. 81-ter del Regolamento Consob n.11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni

• 1. I sottoscritti Davide Usberti e Germano Rossi in qualità rispettivamente di Amministratore Delegato e Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Gas Plus S.p.A. attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
• l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
• l'effettiva applicazione

delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio semestrale abbreviato al 30 giugno 2015, nel corso del primo semestre 2015.

L'adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio semestrale abbreviato al 30 giugno 2015 è stata valutata sulla base di norme e metodologie conformi all'Internal Control – Integrated Framework pubblicato dal COSO (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) nel mese di maggio 2013 che rappresenta un modello di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.

• 1. Si attesta, inoltre, che:
• 2.1 il bilancio semestrale abbreviato al 30 giugno 2015:
• a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 luglio 2002;
• b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
• c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
• 2.2 La relazione intermedia sulla gestione comprende un'analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si sono verificati nei primi sei mesi dell'esercizio e alla loro incidenza sul bilancio semestrale abbreviato, unitamente a una descrizione dei principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell'esercizio.

La relazione intermedia sulla gestione comprende, altresì, un'analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate.

Milano, 5 agosto 2015

L'Amministratore Delegato (Sig. Davide Usberti)

Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari (Sig. Germano Rossi)