Hera

Interim / Quarterly Report • Aug 5, 2025

RELAZIONE SULLA GESTIONE

1.01 ³ TREND DI CONTESTO 1.02 ⁹ SINTESI ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO 1.02.01 Risultati economici e investimenti 1.02.02 Struttura patrimoniale e indebitamento finanziario netto riclassificato 1.03 ¹⁸ ANALISI PER AREE STRATEGICHE D'AFFARI 1.03.01 Gas 1.03.02 Energia Elettrica 1.03.03 Ciclo Idrico integrato 1.03.04 Ambiente 1.03.05 Altri Servizi 1.04 ³⁹ TITOLO IN BORSA E RELAZIONI CON L'AZIONARIATO

BILANCIO CONSOLIDATO GRUPPO HERA

2.01		42
SCHEMI DI BILANCIO
2.01.01	Conto economico
2.01.02	Conto economico complessivo
2.01.03	Situazione patrimoniale-finanziaria
2.01.04	Rendiconto finanziario
2.01.05	Prospetto delle variazioni del patrimonio netto

2.02 ⁴⁸

NOTE ESPLICATIVE

2.02.01	Introduzione
2.02.02	Performance operativa e finanziaria
2.02.03	Fiscalità
2.02.04	Struttura patrimoniale e finanziaria
2.02.05	Attività di investimento
2.02.06	Partecipazioni
2.02.07	Derivati e strumenti assimilati
2.02.08	Fondi e passività potenziali
2.02.09	Capitale circolante operativo
2.02.10	Altre informazioni

2.03 ⁸⁸

SCHEMI DI BILANCIO AI SENSI DELLA DELIBERA CONSOB 15519/2006 2.03.01 Conto economico ai sensi della delibera Consob

Situazione patrimoniale-finanziaria ai sensi della delibera
Rendiconto finanziario ai sensi della delibera Consob
comunicazione Consob Dem/6064293 del 2006
Note di commento ai rapporti con parti correlate
98
ELENCO DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE

2.05	100
ATTESTAZIONE DEL BILANCIO CONSOLIDATO AI SENSI DELL'ART. 154-BIS DEL D.LGS. 58/98
2.06	101

RELAZIONE DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE

1.01 - TREND DI CONTESTO

Nei primi sei mesi del 2025 l'economia mondiale ha registrato segnali di rallentamento, a causa di un contesto di elevata incertezza alimentata da una perdurante instabilità politica e commerciale. I conflitti in corso e una sequenza di annunci, sospensioni e contenziosi tra gli Stati Uniti e i principali partner commerciali hanno costretto gli analisti a rivedere al ribasso la crescita del Pil mondiale. Per la prima volta in tre anni, nel primo trimestre del 2025, si è contratto il Pil degli Stati Uniti, dove l'anticipo degli acquisti dall'estero, in vista dell'entrata in vigore di nuovi più alti dazi, ha generato un marcato aumento delle importazioni. Il dollaro si è deprezzato a causa di una minore propensione degli investitori a detenere alcune attività nella valuta statunitense. La crescita, inoltre, ha stentato a rafforzarsi in Cina, dove l'attività continua a essere penalizzata anche dalla debolezza della domanda interna e dalla crisi del mercato immobiliare.

Il PIL dell'area euro ha risentito del contesto di incertezza di questi primi sei mesi dell'anno; il suo valore è stato sostenuto nel primo trimestre dall'anticipazione delle esportazioni verso gli Stati Uniti in vista dell'inasprimento dei dazi, mentre si è indebolito nei tre mesi successivi per il venire meno della domanda statunitense e per una domanda interna ancora sottotono. Secondo le più recenti proiezioni macroeconomiche a disposizione, con sottostante un'ipotesi di mantenimento dei dazi al livello temporaneamente in vigore fino al 9 luglio, il PIL dell'area euro crescerebbe di un punto percentuale in media nel biennio 2025-26 e l'inflazione, pari al 2% in giugno, si manterrebbe coerente con l'obiettivo di medio termine nel triennio di previsione.

Nei primi sei mesi del 2025 anche il Pil italiano ha rallentato, complice una dinamica contenuta dei consumi delle famiglie e della spesa per investimenti, condizionati dell'elevata incertezza economica generale, e un indebolimento della domanda estera. Secondo le più recenti proiezioni della BCE, il Pil crescerà dello 0,6% nel corso del 2025 e di circa lo 0,8% nel biennio successivo. Per quanto riguarda l'inflazione, nelle proiezioni l'indice sarà in media pari all'1,5% quest'anno e il prossimo, mentre risalirà al 2% nel 2027.

Le forti tensioni geopolitiche e la politica protezionista del governo americano hanno condizionato anche il contesto finanziario e la politica monetaria dei singoli stati. Subito dopo quello che è stato definito dal governo Trump il "Giorno della Liberazione" del 2 aprile, i mercati sono entrati in una fase di forte turbolenza con un calo generalizzato di oltre il 10% di tutti gli indici azionari, accompagnato da un'impennata dell'indice di volatilità di oltre il 50%, livello osservato durante la crisi pandemica. Successivamente alla temporanea sospensione dei dazi, i mercati hanno in parte recuperato le perdite, ma il contesto è rimasto comunque incerto, penalizzato dall'intensificarsi degli scontri in Medio Oriente e nell'Est Europa.

Di fronte a tale scenario le reazioni delle principali Banche Centrali sono state diverse; se da una parte la Fed, preoccupata per l'elevato rischio inflattivo, ha mantenuto invariati i tassi di interesse, lasciando il benchmark rate nella forchetta dal 4,25% al 4,5%, la Banca Centrale Inglese (BoE), invece, nel meeting di maggio, ha deciso di ridurre il tasso di riferimento, fissando così il Bank Rate al 4,25%, anche se subito dopo, nel meeting di giugno, ha lasciato invariato il tasso. Gli economisti stimano che la BoE e la Fed aggiusteranno il tasso di riferimento a partire dal prossimo settembre, mese dal quale potrebbe iniziare un nuovo ciclo di allentamento della politica monetaria. Sull'altro fronte la Bce ha, invece, proseguito nel percorso di riduzione dei tassi con quattro tagli da 25 punti base ciascuno, che hanno portato il tasso di rifinanziamento principale al 2,15% e il tasso sui depositi al 2%, grazie alla riduzione dell'inflazione dell'Eurozona, ormai vicina al suo obiettivo. Per questo motivo la maggior parte degli osservatori concorda sul fatto che la Banca Centrale Europea si stia avvicinando alla fine del suo ciclo di riduzione dei tassi. Gli analisti e il mercato stimano una pausa della Bce a luglio e un taglio a settembre, anche se la geopolitica e le barriere commerciali continuano a rappresentare rischi difficili da prevedere.

CONTESTO MACRO ECONOMICO

CONTESTO FINANZIARIO E POLITICA MONETARIA

I tagli dei tassi della Bce hanno avuto un effetto di riduzione complessiva dei tassi Euribor a fine giugno 2025 rispetto al mese di dicembre 2024. In particolare si è rilevata una riduzione più ampia sui tassi di breve termine, di circa 70 punti base medi, compensata da un incremento medio di circa 10 punti base sui livelli di lungo termine, segnando così l'inizio di un ritorno della curva dei tassi a una forma "normale", con tassi a breve più bassi dei tassi di mediolungo termine.

Lo spread decennale Btp-Bund ha chiuso il primo semestre a 87 punti base, in riduzione di circa 29 punti base rispetto a dicembre 2024, grazie alla resilienza del Rischio sovrano dell'Italia, che ha visto un miglioramento di un notch del Rating S&P a BBB+ con outlook stabile e il miglioramento dell'outlook da parte di Moody's da stabile a positivo sul livello di rating Baa3.

CONTESTO BUSINESS A MERCATO

Le quotazioni nel primo semestre 2025 dei greggi e dei combustibili hanno mostrato un andamento volatile in particolar modo a giugno seppur con livelli inferiori a quelli rilevati nello stesso periodo del 2024. Nel primo semestre del 2025 i prezzi elettrici hanno mostrato un forte aumento rispetto all'anno precedente in linea con la crescita dei prezzi spot del gas naturale, che ha limitato il riempimento degli stoccaggi italiani rispetto alla chiusura del primo semestre 2024 (-15% circa). L'incremento dei prezzi è stato limitato grazie alla maggiore disponibilità di fonti rinnovabili (in particolare solare ed eolico), che ormai coprono il 50% del fabbisogno, e al calo della richiesta di GNL da parte della Cina. Permane comunque instabilità legata all'approvvigionamento con potenziali rischi di copertura della domanda gas nel prossimo periodo invernale. Nei primi sei mesi del 2025, l'indice dei prezzi per il gas naturale all'hub olandese (Ttf), assunto come riferimento dei prezzi dei mercati spot a breve termine europei, mostra un incremento del 40% rispetto allo stesso periodo del 2024. Le informazioni rese disponibili dal gestore della rete di

trasporto nazionale del gas (Snam Rete Gas Spa) mostrano un aumento del 8,8% dei consumi di gas naturale rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, che si sono assestati a circa 33,5 miliardi di mc (30,8 miliardi di mc nei primi sei mesi del 2024). La crescita più significativa dei consumi è ascrivibile sia alla generazione elettrica, che si attesta a 10,2 miliardi di mc con un aumento del +17,2% sul semestre dell'esercizio precedente, sia alla domanda a uso civile, che ammonta a 15,5 miliardi di mc (+1,4% rispetto allo stesso periodo del 2024). Stabile invece la domanda industriale (solamente +0,03 miliardi di mc rispetto allo stesso periodo del 2024). Registrano un'importante crescita le esportazioni (+108,6% rispetto allo stesso periodo 2024) con volumi pari a 1,8 miliardi di mc. La domanda è stata soddisfatta, in termini di immesso in rete, per il 91,5% dalle importazioni di gas e per la parte residuale dalla produzione nazionale e dallo stoccaggio.

Il Mercato del giorno prima dell'energia elettrica (Mgp), nel primo semestre 2025, ha evidenziato un rialzo del prezzo del 28% rispetto allo stesso periodo dell'esercizio 2024. I dati messi a disposizione dalla società che gestisce la rete di trasmissione nazionale (Terna Spa) mostrano che i consumi di energia elettrica dei primi sei mesi dell'anno hanno evidenziato un leggero aumento del 0,3%, risultando pari a 152,6 TWh (152,1 TWh nello stesso periodo dell'anno precedente). Nel complesso la domanda è stata soddisfatta per l'85,4% dalla produzione nazionale, che ha registrato un incremento rispetto allo stesso periodo del 2024, mentre il saldo con l'estero si è attestato a 22,3 TWh visto anche l'aumento delle esportazioni.

Nei primi sei mesi del 2025 la produzione nazionale netta da fonti rinnovabili è stata pari al 44,9% della produzione netta totale, per un volume pari a 58,4 TWh, inferiori ai 61,3 TWh prodotti nello stesso periodo del 2024. La quota di consumi soddisfatta dalle rinnovabili è stata pari al 38,3%, in calo rispetto ai volumi registrati al 30 giugno 2024, per effetto dell'osservata contrazione della produzione idroelettrica (-19,4%), eolica (-11,9%) e geotermica (-1,2%), nonostante una forte crescita della produzione fotovoltaica (+23,1%). Risulta essere di conseguenza rilevante la crescita della produzione termoelettrica che, rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, aumenta del 10,7% (+6,9 TWh).

Venendo agli aspetti normativi-regolatori, tra gli interventi di maggior rilievo per il Gruppo, emanati nel corso del primo semestre 2025, si segnalano:

CONTESTO BUSINESS REGOLATI

• la conversione in legge, con modificazioni, del D.L. n. 19 del 28 febbraio 2025 recante misure di agevolazione tariffaria per la fornitura di energia elettrica e gas naturale in favore delle famiglie e delle imprese nonché per la trasparenza delle offerte al dettaglio e il rafforzamento delle sanzioni delle Autorità di vigilanza. Tra le altre misure, il provvedimento stabilisce che i clienti vulnerabili che, al 31 marzo 2027, siano forniti ancora nell'ambito del servizio a tutele graduali, allo scadere del medesimo servizio entrino automaticamente nel servizio a maggior tutela;
• la conversione in legge, con modificazioni, del D.L. n. 202 del 27 dicembre 2024 che prevede che dal 1° gennaio 2025 decorra l'obbligo di incremento di energia termica da fonti energetiche rinnovabili (FER) nelle forniture di energia superiori a 500 TEP annui;
• il DM FER X volto a promuovere la produzione elettrica rinnovabile, in particolare tramite lo sviluppo del fotovoltaico;
• la conversione in legge, con modificazioni, del D.L. n. 208 del 31 dicembre 2024, recante misure per fronteggiare situazioni di particolare emergenza, nonché per l'attuazione del Piano nazionale di ripresa e resilienza (c.d. Emergenze e PNRR) che reca norme finalizzate allo sviluppo dei contratti di compravendita a lungo termine di energia elettrica da fonti rinnovabili;
• la conversione in legge, con modificazioni, del D.L. n. 39 del 31 marzo 2025, recante misure urgenti in materia di assicurazione dei rischi catastrofali (Legge n. 78/2025) che differisce la decorrenza dell'obbligo per le imprese di medie dimensioni di stipulare il contratto assicurativo al 1° ottobre 2025 e al 31 dicembre 2025 per le piccole e microimprese. Per le grandi imprese, invece, il termine resta al 31 marzo 2025, ma si prevede un periodo transitorio di 90 giorni (fino al 30 giugno);
• la Legge di delegazione europea 2024 (L. 91/2025) che delega il Governo al recepimento delle direttive europee quali la Direttiva sull'efficienza energetica, sulla promozione dell'energia da fonti rinnovabili, sulle norme comuni per i mercati interni del gas rinnovabile, del gas naturale e dell'idrogeno, sulle discariche dei rifiuti e sulla qualità dell'aria.

Con riferimento alla produzione regolatoria, i provvedimenti di maggior interesse per il Gruppo, adottati nel primo semestre 2025 dall'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (Arera), sono i seguenti:

• la definizione delle modalità per chiedere l'accesso al servizio a tutele graduali da parte dei clienti domestici vulnerabili (delibera 48/2025/R/eel);
• la definizione della permanenza temporale dei clienti domestici vulnerabili nel servizio a tutele graduali (delibera 110/2025/R/eel);
• le integrazioni a "la bolletta dei clienti finali di energia", alcune disposizioni specifiche per la bolletta dei clienti multisito (delibera 64/2025/R/com) e la proroga della Bolletta 2.0 per i clienti serviti in servizio a maggior tutela (delibera 223/2025/R/com);

6

• le prime disposizioni funzionali al riconoscimento del contributo straordinario per i clienti titolari di forniture di energia elettrica di cui al decreto-legge 28 febbraio 2025, n. 19 (deliberazione 132/2025/R/eel);
• le prime misure urgenti in materia di trasparenza e confrontabilità delle offerte nei mercati retail dell'energia elettrica e del gas naturale ai fini dell'attuazione dell'articolo 5, comma 1, del decreto-legge 19/2025 (deliberazione 156/2025/R/com);
• gli aggiornamenti regolatori finalizzati a conciliare lo sviluppo della mobilità elettrica con la necessità di uno sviluppo razionale ed efficiente delle reti elettriche (delibera 22/2025/R/eel);
• le disposizioni funzionali alle prime implementazioni nell'ambito del Sistema Informativo integrato della nuova disciplina del Settlement elettrico (delibera 40/2025/R/eel);
• l'integrazione di alcune disposizioni in merito al meccanismo di responsabilizzazione nella gestione del delta inout (delibere 28 e 111/2025/R/gas);
• la definizione delle modalità di calcolo e di altri parametri relativi alle categorie di beneficio per le analisi costi benefici degli interventi di sviluppo della rete di distribuzione dell'energia elettrica (delibera 112/2025/R/eel);
• l'avvio di procedimento per l'adozione della proposta sui piani straordinari di investimento pluriennale ai fini della rimodulazione delle concessioni di distribuzione di energia elettrica e sui criteri di determinazione dei relativi oneri (delibera 237/2025/R/eel);
• l'avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe e qualità dei servizi di distribuzione e misura del gas per il sesto periodo di regolazione, e proroga delle disposizioni del Testo Unico delle tariffe e qualità (TUDG) per gli anni 2026 e 2027 (delibera 221/2025/R/gas);
• la revisione della disciplina del Codice di rete tipo per il servizio di distribuzione del gas naturale (CRDG), in tema di garanzie e di pagamenti (deliberazione 222/2025/R/gas) che decorreranno dal 1° maggio 2026;
• la revisione dei criteri di rivalutazione dei costi di capitale per i servizi infrastrutturali dei settori dell'energia elettrica e del gas a partire dall'anno tariffario 2024 (130/2025/R/com);
• la chiusura del procedimento di ottemperanza alle sentenze del Consiglio di Stato che hanno annullato la delibera 570/19 (inerente alla regolazione tariffaria 2020-25 della distribuzione gas) in merito ai costi operativi riconosciuti (deliberazione 87/2025/R/gas) e la conseguente rideterminazione delle tariffe di riferimento per i servizi di distribuzione e misura del gas per gli anni 2020-2023 (deliberazione 98/2025/R/gas);
• l'accoglimento da parte di Arera delle istanze di ammissione al meccanismo di aggiustamento dei ricavi ammessi per l'applicazione del tasso di riduzione dei costi operativi riconosciuti (X-factor personalizzato) per il servizio di distribuzione gas specifico per impresa (deliberazione 260/2025/R/gas);
• la revisione delle disposizioni in materia di procedure di verifica degli scostamenti VIR-RAB e dei bandi di gara in relazione agli aggiornamenti dei valori di VIR, in occasione della pubblicazione degli atti di gara (deliberazione 142/2025/R/gas);
• l'avvio di procedimento per l'aggiornamento della regolazione tariffaria e della qualità dei servizi di distribuzione e misura del gas per il sesto periodo di regolazione (delibera 221/2025/R/gas);
• la conferma dell'estensione al 2025 del metodo tariffario transitorio del servizio del teleriscaldamento (delibera 54/2025/R/tlr);
• l'avvio di procedimento per l'aggiornamento della regolazione della misura, dei corrispettivi di allacciamento e della qualità contrattuale nel settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento (delibera 177/2025/R/tlr);
• l'avvio di procedimento per la modifica e l'aggiornamento della disciplina in materia di trasparenza dei documenti di fatturazione del servizio idrico integrato (delibera 122/2025/R/idr);
• la pubblicazione dei risultati finali dell'applicazione del meccanismo incentivante della regolazione della qualità tecnica (RQTI) e della qualità contrattuale (RQSII) del Servizio Idrico Integrato, per il biennio 2022-2023 (delibere 225/2025/R/Idr e 277/2025/R/Idr);
• l'avvio di procedimento per l'aggiornamento della regolazione della qualità tecnica nel settore dei rifiuti urbani (delibera 25/2025/R/rif);
• l'avvio di procedimento per la definizione del Metodo Tariffario Rifiuti per il terzo periodo regolatorio (MTR-3) (delibera 57/2025/R/rif);
• l'avvio di procedimento per l'attuazione del riconoscimento del "bonus sociale rifiuti" agli utenti domestici del servizio di gestione integrata dei rifiuti urbani in condizioni economico sociali disagiate (delibera 133/2025/R/rif).

Si riporta di seguito lo schema temporale dei principali periodi regolatori e correlati provvedimenti di riferimento di Arera per i settori di attività del Gruppo:

Nella tabella seguente si riportano infine i principali riferimenti tariffari per ciascun settore regolato, sulla base del quadro normativo in vigore nell'anno 2025 e previsti fino alla fine degli attuali periodi regolatori.

	Distribuzione e misura gas naturale	Distribuzione e misura energia elettrica	Servizio idrico integrato	Ciclo integrato rifiuti
Periodo regolatorio	2023-2025 II sottoperiodo del V periodo regolatorio (delibera 737/22)	2024-2027 VI periodo regolatorio (delibera 616/23) (1)	2024-2029 Il sottoperiodo dell'Mti-4 (delibera 639/23)	2024-2025 II sottoperiodo dell'Mtr-2 (delibera 389/23) (2)
Governance regolatoria	Singolo livello (Arera)	Singolo livello (Arera)	Doppio livello (ente di governo d'ambito, Arera)	Doppio livello (ente territorialmente competente, Arera)
Capitale investito riconosciuto ai fini regolatori (Rab)	Costo storico rivalutato (distribuzione) Media ponderata tra costo effettivo e costo standard (misura) Riconoscimento parametrico (capitale centralizzato)	Dal 2024: Introduzione del Ross che, lato costi di capitale della distribuzione, conferma la metodologia del costo storico rivalutato Dal 2022 Riconoscimento basato sul confronto tra i costi pianificati presentati ad Arera (istanza RARI) e la spesa effettiva (misura)	Costo storico rivalutato	Costo storico rivalutato
Lag regolatorio riconoscimento investimenti	1 anno	1 anno	2 anni	2 anni
Remunerazione del capitale investito (3) (real, pre-tax)	Anno 2024 6,5% Anno 2025 5,9%	Anno 2024 6,0% Anno 2025 5,6%	Anni 2024-2025 6,1% +1% per investimenti dal 2012, a copertura del lag regolatorio	Anni 2024-2025 (4) 6,3% Raccolta 6,6% Trattamento +1% per investimenti dal 2018, a copertura del lag regolatorio
Costi operativi riconosciuti	Valori medi dei costi effettivi per raggruppamenti di imprese (dimensione/densità), su base 2018 (per ricavi 2020-25) Sharing delle efficienze conseguite rispetto ai costi riconosciuti Aggiornamento con price-cap	Costo effettivo del gestore + incentivo all'efficienza sui costi operativi calcolato sulla base di un menu regolatorio che prevede uno sharing, con la clientela, del delta tra il costo medio effettivo del gestore su base 2022 (per ricavi fino al 2027), chiamato baseline, e il costo effettivo del gestore sostenuto nell'anno	Costi efficientabili: valori effettivi del gestore 2011 inflazionati Costi aggiornabili: valori effettivi con lag 2 anni Oneri aggiuntivi per specifiche finalità (natura previsionale)	Raccolta e trattamento Costi effettivi gestore con lag regolatorio di 2 anni Costi aggiuntivi per miglioramento qualità e modifiche perimetro gestione (natura previsionale) Oneri aggiuntivi per specifiche finalità (natura previsionale)
Efficientamento annuale costi operativi	X-factor annuale Distribuzione: 2,74% imprese grandi (5) 4,77% imprese medie	Distribuzione + Misura: 0,5% in caso di scelta del menu ad alto potenziale 0% per il menu a basso potenziale	Meccanismo di efficientamento basato su: sharing efficienze 2016 del gestore

	Misura: 0% Commercializzazione: 1,57%		Livello di sharing differenziato rispetto alla distanza tra costo effettivo e costo efficiente del gestore
Meccanismi incentivanti		Z-factor: riconoscimento di extra costi legati alla transizione energetica Contributi pubblici: riconoscimento del 10% del valore in tre quote	Sharing sui costi dell'energia elettrica in base ai risparmi energetici conseguiti Riconoscimento del 75% della marginalità da attività volte alla sostenibilità ambientale ed energetica	Raccolta Sharing sui ricavi derivanti dalla vendita di materiale ed energia (range 0,3-0,6) e da corrispettivi Conai Trattamento Sharing non esplicitamente riconosciuto dal metodo sebbene riconducibile ai princìpi generali a sostegno dello sviluppo dell'economia circolare
Limite annuale alla crescita tariffaria			Su base asimmetrica e in funzione di: - fabbisogno investitorio - economicità della gestione - variazioni di perimetro Facoltà di istanza a garanzia dell'equilibrio economico finanziario	Raccolta Su base asimmetrica e in funzione della presenza di: - variazioni perimetro - miglioramenti livello di qualità del servizio Trattamento Limite alla crescita meno stringente non essendo previsto il fattore di efficientamento, è funzione di - crescita inflativa - impatto ambientale degli impianti Raccolta e trattamento Facoltà di istanza a garanzia dell'equilibrio economico finanziario

(1) La delibera 616/23 definisce la regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica per il periodo 2024-2027 recependo, per la determinazione del costo riconosciuto, i criteri applicativi della nuova regolazione ROSS-base (Regolazione per Obiettivi di Spesa e Servizio), disciplinati dalla delibera 497/23/R/com.

(2) La delibera 389/23 segue la 363/2021/R/rif che ha aggiornato il precedente periodo regolatorio e ha introdotto la regolazione tariffaria per il trattamento laddove si tratti di impianti minimi, ossia essenziali alla chiusura del ciclo dei rifiuti urbani.

(3) Per i settori energetici e il settore rifiuti si fa riferimento alla metodologia Wacc, mentre per il servizio idrico integrato i valori si riferiscono al tasso di copertura degli oneri finanziari e fiscali.

(4) Per gli anni 2024-2025, il provvedimento di riferimento per il Wacc del settore dei rifiuti è la delibera 7/2024/R/rif

(5) A valle dell'ottemperanza da parte di ARERA alle sentenze del Consiglio di Stato relative alla delibera 570/2019, Inrete Distribuzione Energia Spa, principale distributore del Gruppo, ha ottenuto il riconoscimento di un X-factor personalizzato, di entità inferiore rispetto a quello previsto per le imprese grandi (cluster a cui appartiene).

1.02 - SINTESI ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO

Al fine di trasmettere le informazioni sull'andamento della redditività dei business in cui opera, nonché sulla propria situazione patrimoniale e finanziaria, il Gruppo Hera utilizza gli Indicatori alternativi di performance (Iap). In accordo con gli orientamenti pubblicati il 4 marzo 2021 dall'European securities and markets authority (Esma) e in coerenza con quanto previsto dalla comunicazione Consob 5/21 del 29 aprile 2021, sono di seguito esplicitati il contenuto e il criterio di determinazione degli Iap utilizzati nel presente bilancio. I criteri di determinazione utilizzati per il calcolo degli Iap nella presente relazione finanziaria al 30 giugno 2025 sono gli stessi già utilizzati con riferimento al bilancio consolidato del 31 dicembre 2024, a cui si rimanda per la rappresentazione completa di tutti gli Iap utilizzati dal Gruppo Hera.

Gli indicatori riportati di seguito sono utilizzati come target finanziari nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresentano principalmente misure utili per la valutazione delle performance operative del Gruppo (nel suo complesso e a livello di business unit), anche attraverso il confronto della redditività operativa del periodo di riferimento con quella dei periodi precedenti.

Il margine operativo lordo (nel prosieguo Mol o Ebitda) è calcolato sommando ricavi, altri proventi, materie prime e materiali, costi per servizi, costi del personale, altre spese operative e costi capitalizzati.

Il margine operativo netto è calcolato aggiungendo al margine operativo lordo ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni. Tale indicatore corrisponde al risultato operativo dello schema di conto economico.

Il risultato prima delle imposte corrisponde all'utile prima delle imposte dello schema di conto economico.

Il risultato netto corrisponde all'utile netto del periodo dello schema di conto economico.

Il margine operativo lordo su ricavi, il margine operativo netto su ricavi e il risultato netto su ricavi misurano la performance operativa del Gruppo facendo una proporzione, in termini percentuali, del margine operativo lordo, del margine operativo netto e del risultato netto diviso i ricavi dello schema di conto economico.

Gli investimenti netti sono ottenuti dalla somma degli investimenti in immobili impianti e macchinari (nota 21 della sezione di Bilancio consolidato), attività immateriali (nota 23) e partecipazioni (nota 25) al netto dei contributi in conto capitale incassati (desumibili nella relazione sulla gestione al paragrafo 1.02.01).

Le immobilizzazioni nette sono determinate quale somma di: immobili, impianti e macchinari, diritti d'uso, attività immateriali, avviamento, partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto, altre partecipazioni, attività e passività per imposte differite.

Il capitale circolante netto è definito dalla somma di: rimanenze, crediti e debiti commerciali, attività e passività per imposte correnti, altre attività e altre passività correnti, quota corrente di attività e passività per strumenti finanziari derivati su commodity (nota 27) e attività e passività correnti derivanti da contratti con i clienti dello schema di situazione patrimoniale-finanziaria.

I fondi accolgono la somma delle voci benefici ai dipendenti e fondi dello schema di situazione patrimonialefinanziaria.

Il capitale investito netto è determinato dalla somma algebrica delle immobilizzazioni nette, del capitale circolante netto e dei fondi precedentemente descritti.

L'indebitamento finanziario netto (o, in alternativa, NetDebt) rappresenta un indicatore della struttura finanziaria ed è determinato conformemente agli orientamenti Esma 32-382-1138 con l'aggiunta dei valori delle attività finanziarie non correnti.

Le fonti di finanziamento sono ottenute dalla somma dell'indebitamento finanziario netto e del patrimonio netto.

Si riportano di seguito gli Iap del Gruppo Hera:

Indicatori economici e investimenti (mln/euro)	30-GIU-25	30-GIU-24	VAR. ASS.	VAR. %
Ricavi	6.786,2	5.716,5	1.069,7	+18,7%
Margine operativo lordo	721,7	732,7	(11,0)	(1,5)%
Margine operativo lordo/ricavi	10,6%	12,8%	(2,2) pp	+0,0%
Margine operativo netto	383,2	385,1	(1,9)	(0,5)%
Margine operativo netto/ricavi	5,6%	6,7%	(1,1) pp	+0,0%
Risultato netto	249,4	237,3	12,1	+5,1%
Risultato netto/ricavi	3,7%	4,2%	(0,5) pp	+0,0%
Investimenti netti	394,5	328,0	66,5	+20,3%

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE (IAP)

INDICATORI ECONOMICI E INVESTIMENTI

INDICATORI PATRIMONIALI-FINANZIARI

RF GIU/25

Indicatori patrimoniali-finanziari (mln/euro)	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR. ASS.	VAR. %
Immobilizzazioni nette	8.647,1	8.496,4	150,7	+1,8%
Capitale circolante netto	142,7	227,2	(84,5)	(37,2)%
Fondi	(768,1)	(773,0)	4,9	(0,6)%
Capitale investito netto	8.021,7	7.950,6	71,1	+0,9%
Indebitamento finanziario netto	3.927,1	3.963,7	(36,6)	(0,9)%
Fonti di finanziamento	8.021,7	7.950,6	+71,1	+0,9%

1.02.01 - Risultati economici e investimenti

RISULTATO NETTO E INVESTIMENTI IN CRESCITA

I risultati del primo semestre 2025 del Gruppo Hera mostrano una performance positiva, con una crescita dell'utile netto e degli investimenti rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente, in linea con gli obiettivi e le strategie aziendali. Questo solido andamento, nonostante il leggero calo del margine operativo lordo e l'ancora più lieve calo del margine operativo netto dello 0,5%, è attribuibile alla solida ed efficiente gestione finanziaria che ha contribuito a consuntivare in questo primo semestre 2025 un utile netto a 249,4 milioni di euro in crescita del 5,1%.

Anche dal punto di vista degli investimenti, si segnala una crescita pari al 20,3% rispetto a giugno 2024, a riprova dell'attenzione continua del Gruppo alla crescita, alla valorizzazione e al rafforzamento della resilienza degli asset gestiti.

I risultati del primo semestre 2025 si collocano all'interno di uno scenario esterno che ha evidenziato andamenti meno volatili dei prezzi delle commodities energetiche, riportando il Gruppo Hera ad operare in un contesto di mercato più stabile anche se non ancora ai livelli pre-crisi.

Le performance consuntivate sono guidate dalla strategia multibusiness del Gruppo, bilanciata tra attività regolamentate e a libera concorrenza, con la consueta attenzione verso la sostenibilità e l'economia circolare. Il Gruppo Hera persegue questo modello sia nella crescita organica che nelle opportunità offerte dal mercato attraverso lo sviluppo per linee esterne.

In particolare, si segnala che rispetto al primo semestre 2024 il Gruppo Hera ha continuato ad ampliare il proprio perimetro societario soprattutto nell'area ambiente mediante l'acquisto del 70% di TRS Ecology Srl, società che gestisce una piattaforma polifunzionale per il trattamento di rifiuti speciali a Caorso (Pc). Si tratta di un'importante realtà focalizzata sul trattamento e recupero dei rifiuti industriali, e che conta un parco di circa 2.700 clienti. Sulla tematica appena evidenziata si daranno informazioni dettagliate nel paragrafo 1.03.04.

Si segnala l'aggiudicazione a Hera Comm Spa di sette lotti nella gara nazionale indetta dall'Acquirente Unico per il Servizio a Tutele Graduali dei clienti domestici non vulnerabili, determinando l'ingresso nel portafoglio della multiutility, dal 1° luglio 2024, di oltre 1 milione di nuovi clienti elettrici. Sulla tematica appena evidenziata si daranno informazioni dettagliate nel paragrafo 1.03.02.

Infine, si segnala l'aggiudicazione a Hera Comm Spa di sette dei nove lotti del servizio di Salvaguardia per gli anni 2025 e 2026, aggiudicandosi cinque lotti in più rispetto al biennio precedente; sulla tematica appena evidenziata si daranno informazioni dettagliate nel paragrafo 1.03.02.

Di seguito vengono illustrati i risultati economici al 30 giugno 2025 e 2024:

CONTO ECONOMICO (MLN/EURO)	GIU-25	INC. %	GIU-24	INC. %	VAR. ASS.	VAR. %
Ricavi	6.786,2	0,0%	5.716,5	0,0%	1.069,7	18,7%
Altri proventi	78,2	1,2%	68,2	1,2%	10,0	14,7%
Materie prime e materiali	(3.970,0)	(58,5)%	(2.973,2)	(52,0)%	996,8	33,5%
Costi per servizi	(1.816,4)	(26,8)%	(1.727,6)	(30,2)%	88,8	5,1%
Altre spese operative	(42,9)	(0,6)%	(40,5)	(0,7)%	2,4	5,9%
Costi del personale	(360,8)	(5,3)%	(341,2)	(6,0)%	19,6	5,7%
Costi capitalizzati	47,4	0,7%	30,5	0,5%	16,9	55,4%
Margine operativo lordo	721,7	10,6%	732,7	12,8%	(11,0)	(1,5)%
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	(338,5)	(5,0)%	(347,6)	(6,1)%	(9,1)	(2,6)%
Margine operativo netto	383,2	5,6%	385,1	6,7%	(1,9)	(0,5)%
Gestione finanziaria	(39,2)	(0,6)%	(61,9)	(1,1)%	(22,7)	(36,7)%
Quota di utili (perdite) di joint venture e società collegate	7,2	0,1%	6,4	0,1%	0,8	12,5%
Risultato prima delle imposte	351,2	5,2%	329,6	5,8%	21,6	6,6%
Imposte	(101,8)	(1,5)%	(92,3)	(1,6)%	9,5	10,3%
Utile netto del periodo	249,4	3,7%	237,3	4,2%	12,1	5,1%
Attribuibile a:
Azionisti della Controllante	229,3	3,4%	218,4	3,8%	10,9	5,0%
Azionisti di minoranza	20,1	0,3%	18,9	0,3%	1,2	6,4%

Ricavi (mld/euro)

I ricavi a giugno 2025 sono in crescita di 1.069,7 milioni di euro rispetto all'equivalente periodo del 2024. I settori dell'energia presentano una crescita pari a 958 milioni di euro, principalmente per l'aumento dei prezzi delle commodity energetiche, per i maggiori volumi intermediati di Gas e di vendita di energia elettrica e infine per i maggiori ricavi da oneri di sistema. Questi effetti positivi sono in parte mitigati dai minori volumi di gas venduti ai clienti finali riconducibili ai minori consumi della base clienti per effetto dei sempre più diffusi interventi di risparmio energetico in linea con gli obiettivi di riduzione delle emissioni climalteranti.

Inoltre, crescono i ricavi nei servizi a rete per complessivi 111 milioni di euro, dovuti sia ai maggiori ricavi tariffari in conseguenza alle delibere dell'Autorità, la cui descrizione è riportata al capitolo 1.03 delle aree d'affari e che contribuiscono per circa 53 milioni di euro, che ai maggiori ricavi per commesse su beni oggetto di concessione per circa 51 milioni di euro.

Si segnala la crescita dei ricavi dell'area Ambiente, per l'importante espansione nel mercato del recupero, per la crescita nel mercato industria grazie allo sviluppo nelle attività delle bonifiche e per i maggiori ricavi del servizio di igiene urbana inerenti sia ad adeguamenti tariffari che ai maggiori servizi integrativi.

Infine, si segnalano i minori ricavi conseguenti alla riduzione delle attività incentivate sui servizi per il risparmio energetico, negli edifici abitativi, in seguito alle modifiche della normativa sugli interventi di risparmio energetico.

Per approfondimenti, si rimanda all'analisi delle singole aree d'affari del capitolo 1.03.

Gli altri proventi a giugno 2025 sono in crescita di 10,0 milioni di euro, rispetto all'equivalente periodo del 2024. Tale andamento è riconducibile prevalentemente ai maggiori recuperi di spese e rimborsi assicurativi, ai maggiori contributi ricevuti, nonostante i minori ricavi per titoli di efficienza energetica a seguito della diminuzione dell'obbligo assegnato per l'anno 2025 alle società di distribuzione del Gruppo.

COSTI DI MATERIA PRIMA CORRELATI ALL'ANDAMENTO DEI RICAVI

I costi delle materie prime e materiali crescono di 996,8 milioni di euro rispetto a giugno 2024. Questo incremento è prevalentemente correlato all'andamento dei ricavi energy in relazione all'aumento dei prezzi delle materie prime energetiche, alla crescita dei volumi venduti di energia elettrica come descritto in precedenza tra i ricavi, nonostante i i sopraccitati minori volumi di gas venduti ai clienti finali.

Gli altri costi operativi aumentano di 91,2 milioni di euro (maggiori costi per servizi per 88,8 milioni di euro e maggiori spese operative per 2,4 milioni di euro). Si evidenzia un aumento degli oneri di sistema soprattutto nel gas, e dei costi di vettoriamento nell'energia elettrica per l'incremento della base clienti e dei volumi venduti. In diminuzione i costi relativi al trasporto, stoccaggio e vettoriamento del gas, principalmente per la riduzione dei volumi gestiti e per le tariffe di trasporto più basse nella prima metà del 2025. Complessivamente gli effetti sopra citati contribuiscono a un aumento complessivo dei costi per circa 50 milioni di euro. I servizi energia per l'efficienza energetica registrano minori costi per lavori per circa 42 milioni di euro correlato all'andamento dei ricavi. Si rilevano, maggiori costi nell'area Ambiente per lo sviluppo di progetti di raccolta differenziata, maggiori costi nel mercato industria e nel mercato del recupero dei rifiuti correlati con quanto detto tra i ricavi. Infine, si segnalano maggiori costi legati a commesse su beni in concessione per circa 58 milioni di euro, e maggiori altri costi legati al rialzo dei listini di tutte le principali prestazioni di servizi.

Il costo del personale cresce del 5,7% rispetto a giugno 2024, per un controvalore di 19,6 milioni di euro. Questo aumento è legato prevalentemente agli incrementi retributivi previsti dal contratto collettivo nazionale di lavoro e la maggior presenza media. +5,7% CRESCITA COSTO DEL PERSONALE

I costi capitalizzati si attestano a giugno 2025 a 47,4 milioni di euro e sono in crescita rispetto all'anno precedente per le maggiori opere a investimento su beni di proprietà del Gruppo.

Margine operativo lordo (mln/euro)

Il margine operativo lordo è in leggero calo rispetto all'anno precedente con una variazione dell'1,5% pari a 11,0 milioni di euro rispetto a giugno 2024, Tale andamento è riconducibile alla flessione delle aree energy per complessivi 26,3 milioni di euro, parzialmente compensata dal contributo positivo del ciclo idrico per 10,3 milioni di euro e dalle buone performance dell'area ambiente, in crescita di 3,9 milioni di euro e degli altri servizi in crescita di 1,0 milioni di euro.

Per approfondimenti, si rimanda all'analisi delle singole aree d'affari.

Ammortamenti e accantonamenti al 30 giugno 2025 diminuiscono di 9,1 milioni di euro rispetto all'anno precedente, pari al 2,6%. Si rilevano maggiori ammortamenti principalmente per i nuovi investimenti operativi, in particolare nei settori regolati, e per un incremento delle attività per l'acquisizione di nuovi clienti nei mercati Energy. Gli accantonamenti per rischi sono complessivamente in riduzione per effetto degli accantonamenti specifici di giugno 2024. In riduzione gli accantonamenti al fondo svalutazione crediti, principalmente per il calo dei volumi gestiti nei mercati di ultima istanza gas.

Margine operativo netto (mln/euro)

Il margine operativo netto è pari a 383,2 milioni di euro, in leggero calo dello 0,5% rispetto a giugno 2024. La lieve flessione del MOL viene ulteriormente contenuta da minori ammortamenti e accantonamenti, come descritto in precedenza.

La gestione finanziaria del primo semestre registra una diminuzione di 22,7 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente grazie all'attività di razionalizzazione della struttura finanziaria unitamente alla riduzione dei tassi di interesse di mercato, nonostante la crescita del debito strutturato.

Le quote di utili e perdite di joint venture e società collegate comprendono gli effetti generati dalla valutazione con il metodo del patrimonio netto delle società rientranti nell'area di consolidamento. I valori suddetti si attestano a giugno 2025 a 7,2 milioni di euro in crescita di 0,8 milioni rispetto all'anno precedente.

Il risultato ante-imposte evidenzia un aumento pari al 6,6% rispetto a giugno 2024; al risultato derivante dal margine operativo netto si aggiunge l'andamento della gestione finanziaria e delle società valutate a patrimonio netto, come descritto in precedenza.

Le imposte di competenza del primo semestre 2025 sono pari a 101,8 milioni di euro, rispetto ai 92,3 consuntivati nel primo semestre 2024. Il tax rate risulta pari al 29%, in incremento rispetto al 28% del corrispondente periodo del 2024. Nel periodo precedente, in particolare, il carico fiscale aveva beneficiato di operazioni di affrancamento di maggiori valori originatesi a seguito dell'acquisizione di alcune controllate.

Come sintesi di tutti gli eventi precedentemente descritti, l'utile netto è in crescita di 12,1 milioni di euro rispetto al valore di giugno 2024.

A giugno 2025, gli investimenti netti del Gruppo sono pari a 394,5 milioni di euro, in crescita di 66,5 milioni di euro rispetto all'anno precedente. Tale aumento è registrato principalmente negli investimenti operativi del ciclo idrico e dell'area ambiente.

I contributi in conto capitale ammontano a 19,8 milioni di euro, di cui 4,2 milioni per gli investimenti FoNI, come previsto dal metodo tariffario per il servizio idrico integrato e sono complessivamente in aumento rispetto l'anno precedente di 3,1 milioni di euro.

GESTIONE FINANZIARIA IN MIGLIORAMENTO

RISULTATO VALUTAZIONE A PATRIMONIO NETTO

TAX RATE AL 29%

+5,1% UTILE NETTO #RF GIU/25

Di seguito la suddivisione per settore di attività, con evidenza dei contributi in conto capitale:

Totale investimenti (mln/euro)	GIU-25	GIU-24	Var. Ass.	Var.%
Area gas	83,8	77,7	6,1	+7,9%
Area energia elettrica	53,6	59,1	(5,5)	(9,3)%
Area ciclo idrico integrato	154,0	107,6	46,4	+43,1%
Area ambiente	72,7	54,8	17,9	+32,7%
Area altri servizi	4,6	4,4	0,2	+4,5%
Struttura centrale	45,3	40,8	4,5	+11,0%
Totale investimenti operativi lordi	414,0	344,4	69,6	+20,2%
Contributi conto capitale	19,8	16,7	3,1	+18,6%
di cui per FoNI (Fondo Nuovi Investimenti)	4,2	10,3	(6,1)	(59,2)%
Totale investimenti operativi netti	394,1	327,7	66,4	+20,3%
Investimenti finanziari	0,4	0,4	‐	+0,0%
Totale investimenti netti	394,5	328,0	66,5	+20,3%

Totale investimenti operativi netti (mln/euro)

Al lordo dei contributi in conto capitale, gli investimenti operativi del Gruppo sono pari a 414,0 milioni di euro, in crescita di 69,6 milioni di euro rispetto all'anno precedente, e sono riferiti principalmente a interventi su impianti, reti e infrastrutture. A questi si aggiungono gli adeguamenti normativi che riguardano soprattutto la distribuzione gas per la sostituzione massiva dei contatori e l'ambito depurativo e fognario.

I commenti sugli investimenti delle singole aree sono riportati nell'analisi per area d'affari.

Nella struttura centrale, gli investimenti riguardano gli interventi sugli immobili nelle sedi aziendali, sui sistemi informativi, sul parco automezzi, oltre a laboratori e strutture di telecontrollo.

Complessivamente, gli investimenti di struttura ammontano a 45,3 milioni di euro e sono in crescita di 4,5 milioni di euro rispetto all'anno precedente, principalmente per gli interventi realizzati sui sistemi informativi di Gruppo.

1.02.02 - Struttura patrimoniale e indebitamento finanziario netto riclassificato

Di seguito viene analizzata l'evoluzione del capitale investito netto e delle fonti di finanziamento del Gruppo per l'esercizio chiuso al 30 giugno 2025.

CAPITALE INVESTITO E FONTI DI FINANZIAMENTO (MLN/EURO)	30-GIU-25	INC%	31-DIC-24	INC.%	VAR. ASS.	VAR. %	SI CONFERMA LA
Immobilizzazioni nette	8.647,1	+107,8%	8.496,4	+106,9%	150,7	+1,8%	SOLIDITÀ DEL GRUPPO
Capitale circolante netto	142,7	+1,8%	227,2	+2,9%	(84,5)	(37,2)%
(Fondi)	(768,1)	(9,6)%	(773,0)	(9,7)%	4,9	(0,6)%
Capitale Investito Netto	8.021,7	+100,0%	7.950,6	+100,0%	71,1	+0,9%
Patrimonio Netto	4.094,6	+51,0%	3.986,9	+50,1%	107,7	+2,7%
Indebitamento finanziario netto non corrente	4.543,1	+56,6%	4.051,3	+51,0%	491,8	+12,1%
Indebitamento finanziario netto corrente	(616,0)	(7,7)%	(87,6)	(1,1)%	(528,4)	+603,2%
Indebitamento finanziario netto	3.927,1	+49,0%	3.963,7	+49,9%	(36,6)	(0,9)%
Totale fonti di finanziamento	8.021,7	+100,0%	7.950,6	+100,0%	71,1	+0,9%

Il capitale investito netto (Cin), pari a 8.021,7 milioni di euro, risulta in aumento rispetto al 31 dicembre 2024. La variazione risente principalmente dell'aumento delle immobilizzazioni nette in conseguenza agli investimenti del periodo.

Capitale investito netto

Al 30 giugno 2025 i fondi ammontano a 768,1 milioni di euro, in linea con quanto registrato alla fine dell'anno precedente (773 milioni di euro). Questo risultato è la conseguenza, principalmente, degli accantonamenti di periodo e degli adeguamenti dei fondi post mortem discariche e ripristino beni di terzi che hanno compensato le uscite per utilizzi.

Il patrimonio netto si incrementa dai 3.986,9 milioni di euro del 31 dicembre 2024 ai 4.094,6 milioni di euro del 30 giugno 2025, rafforzando la solidità del Gruppo, grazie al risultato netto della gestione dei primi sei mesi del 2025, pari a 249,4 milioni di euro, compensato dalla distribuzione dei dividendi per 251,8 milioni di euro e dall'effetto della vendita di 25,6 milioni di azioni proprie detenute in portafoglio.

768,1 MILIONI DI EURO FONDI

4,1 MILIARDI DI EURO PATRIMONIO NETTO

L'analisi dell'indebitamento finanziario netto riclassificato è riportata nella tabella qui di seguito esposta:

MLN/EURO	30-GIU-25	31-DIC-24
Disponibilità liquide	1.289,9	1.315,6
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	‐	‐
Altre attività finanziarie correnti	158,8	23,1
Liquidità	1.448,7	1.338,7
Debito finanziario corrente	(368,5)	(525,8)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	(464,2)	(474,1)
Indebitamento finanziario corrente	(832,7)	(999,9)
Indebitamento finanziario corrente netto	616,0	338,8
Debito finanziario non corrente	(705,2)	(712,6)
Strumenti di debito	(3.904,7)	(3.401,3)
Debiti commerciali e altri debiti non correnti	‐	‐
Indebitamento finanziario non corrente	(4.609,9)	(4.113,9)
Totale indebitamento finanziario (escluse opzioni di vendita)	(3.993,9)	(3.775,1)
Crediti finanziari non correnti	160,7	158,0
Indebitamento finanziario netto (escluse opzioni di vendita)	(3.833,2)	(3.617,1)
Quota nominale - fair value opzioni di vendita	(86,9)	(318,4)
Indebitamento finanziario netto con opzioni di vendita rettificate (NetDebt put option adj)	(3.920,1)	(3.935,5)
Quota dividendi futuri - fair value opzioni di vendita	(7,0)	(28,2)
Indebitamento finanziario netto (NetDebt)*	(3.927,1)	(3.963,7)

* Il valore è determinato conformemente agli orientamenti Esma 32-382-1138 con l'aggiunta dei valori delle attività finanziarie non correnti.

Il valore complessivo dell'indebitamento finanziario netto risulta pari a 3.927,1 milioni di euro, registrando una diminuzione di 36,6 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2024.

Si evidenzia un aumento delle attività finanziarie correnti pari a circa 135,7 milioni di euro, dovuto principalmente a 85,2 milioni di crediti fiscali destinati alla compensazione nel mese di luglio e a un finanziamento soci di 30 milioni di euro verso Aimag Spa, erogato a marzo 2025.

La struttura finanziaria presenta un indebitamento corrente totale pari a 832,7 milioni di euro, in diminuzione di 167,2 milioni di euro rispetto ai valori di dicembre 2024, e comprende debiti verso banche, ratei per interessi passivi sul debito finanziario e altri debiti.

La parte corrente del debito finanziario non corrente è pari a 464,2 milioni di euro, in linea con il periodo precedente e comprende 375 milioni di euro di linee bancarie in scadenza a inizio agosto 2025. Sono inclusi anche 24,2 milioni di euro di debiti correnti per contratti di leasing.

L'ammontare relativo all'indebitamento finanziario non corrente è pari a 4.609,9 milioni di euro, in aumento rispetto al periodo precedente di circa 496 milioni di euro per effetto della nuova emissione obbligazionaria green di 500 milioni di euro, avvenuta a gennaio 2025.

Le disponibilità liquide sono pari a 1.289,9 milioni di euro, in linea con il valore dell'anno scorso.

Al 30 giugno 2025 il debito a medio/lungo termine è rappresentato per una quota pari al 77% da titoli obbligazionari (bond) con rimborso alla scadenza. Il totale indebitamento a medio/lungo termine, di cui il 97% è a tasso fisso, presenta una durata residua media di circa cinque anni. Il 49% del debito ha scadenza oltre i cinque anni.

Indebitamento finanziario netto (Net Debt) (mld/euro)

1.03 - ANALISI PER AREE STRATEGICHE D'AFFARI

STRATEGIA MULTIBUSINESS Di seguito saranno analizzati i risultati della gestione realizzati nelle aree di business del Gruppo: area gas, che comprende i servizi di distribuzione e vendita di gas metano, teleriscaldamento e i servizi energia; area energia elettrica, che comprende i servizi di produzione, distribuzione, vendita di energia elettrica e i servizi di illuminazione pubblica; area ciclo idrico integrato, che comprende i servizi di acquedotto, depurazione e fognatura; area ambiente, che comprende i servizi di raccolta, trattamento e recupero dei rifiuti; area altri servizi, che comprende, telecomunicazione e altri servizi minori.

Margine operativo lordo giugno 2025

I conti economici del Gruppo comprendono i costi di struttura e includono gli scambi economici tra le aree d'affari valorizzati a prezzi di mercato.

L'analisi per aree d'affari considera la valorizzazione di maggiori ricavi e costi, senza impatto sul margine operativo lordo, relativi all'applicazione dell'Ifric 12. I settori d'affari che risentono dell'applicazione di questo principio sono il servizio di distribuzione del gas metano, il servizio di distribuzione dell'energia elettrica, i servizi del ciclo idrico integrato, il servizio di raccolta rifiuti e il servizio d'illuminazione pubblica.

1.03.01 - Gas

I risultati del primo semestre 2025 evidenziano un andamento in crescita rispetto all'anno precedente per l'aumento dei prezzi medi delle materie prime energetiche, per i maggiori ricavi regolati della distribuzione gas, nonostante il calo delle marginalità relative alle attività di intermediazione e delle attività di efficienza energetica, in seguito alle modifiche della normativa sugli interventi di risparmio energetico.

Il Gruppo mantiene una presenza di primo piano nei Mercati di Ultima Istanza, grazie all'aggiudicazione, per Hera Comm Spa, delle gare nei seguenti lotti del territorio nazionale:

• otto dei nove lotti del servizio di Fornitore di Ultima Istanza gas (per clienti che svolgono attività di servizio pubblico o sono senza fornitore) per il periodo 1° ottobre 2023 – 30 settembre 2025 in: Valle d'Aosta, Piemonte, Liguria, Trentino A.A., Veneto, Friuli-Venezia Giulia, Emilia-Romagna, Toscana, Umbria, Marche, Abruzzo, Molise, Basilicata, Puglia, Lazio e Campania. Nella gara precedente, il numero di lotti aggiudicati da Hera Comm era sei su nove;
• tutti i nove lotti del servizio di default di distribuzione gas (clienti morosi), per il periodo 1° ottobre 2023 30 settembre 2025 in: Valle d'Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino A.A., Veneto, Friuli-Venezia Giulia, Emilia-Romagna, Toscana, Umbria, Marche, Abruzzo, Molise, Basilicata, Puglia, Lazio, Campania, Sicilia e Calabria. Anche nella gara precedente, il numero di lotti aggiudicati da Hera Comm era nove su nove.

Di seguito le variazioni intervenute a livello di margine operativo lordo:

(mln/euro)	GIU-25	GIU-24	VAR. ASS	VAR. %
Margine operativo lordo area	260,3	256,5	3,8	+1,5%
Margine operativo lordo Gruppo	721,7	732,7	(11,0)	(1,5)%
Peso percentuale	36,1%	35,0%	+1,1 p.p.

Clienti (mgl)

Il numero di clienti totali gas è inferiore a quello dello stesso periodo dell'anno precedente per 114,2 mila unità, principalmente nei mercati tradizionali per 117,5 mila unità e in parte compensato da una crescita nei mercati di ultima istanza per 3,3 mila unità.

Volumi venduti (mln/mc)

I volumi di gas complessivamente venduti mostrano una crescita di 619,3 milioni di mc (+11,0%) dovuta alle maggiori attività di intermediazione per 721,8 milioni di mc. In calo i volumi venduti a clienti finali per 102,5 milioni di mc (-6,1%), attribuibile sia ai mercati di ultima istanza per 35,4 milioni di mc (-18,9%) sia ai mercati tradizionali per 67,1 milioni di mc (-4,5%). Questo andamento è influenzato principalmente dal calo della base clienti e dai comportamenti di risparmio energetico messi in atto dai clienti.

La sintesi dei risultati economici dell'area:

GIU-25	INC.%	GIU-24	INC.%	VAR. ASS.	VAR. %
3.293,9		2.604,0		689,9	+26,5%
(2.983,5)	(90,6)%	(2.290,8)	(88,0)%	692,7	+30,2%
(64,0)	(1,9)%	(64,3)	(2,5)%	(0,3)	(0,5)%
13,9	+0,4%	7,5	0,3%	6,4	+85,5%
260,3	7,9%	256,5	9,8%	3,8	+1,5%

Ricavi (mln/euro)

I ricavi del 2025 si riferiscono per il 91% alle attività di vendita e intermediazione (87% nel 2024), per l'8% ai ricavi di distribuzione e teleriscaldamento (9% nel 2024) e per il 2% alle attività di efficienza energetica (4% nel 2024). Rispetto all'esercizio precedente si registra un aumento di 689,9 milioni di euro. Complessivamente le attività di vendita e intermediazione contribuiscono per 708 milioni di euro e le principali determinanti di tale andamento sono il maggior prezzo della materia prima, l'incremento degli oneri di sistema e i maggiori volumi di intermediazione, nonostante i minori consumi della base clienti.

Le attività di efficienza energetica evidenziano un calo dei ricavi per 46 milioni di euro, a seguito delle già citate modifiche normative su ristrutturazioni ed ecobonus, che hanno ridotto la percentuale di detrazione dal 50-65% del 2024 al 36-50% del 2025.

Si registra inoltre un incremento dei ricavi relativi al teleriscaldamento, derivato dall'aumento della quantità di energia venduta e dai prezzi energetici. Ulteriori contributi provengono dalle commesse su beni in concessione, dalle attività svolte in Bulgaria e dai certificati bianchi, per minori quantità. Questi fattori complessivamente hanno comportato un aumento di circa 13 milioni di euro.

I ricavi regolati sono in aumento di 15 milioni di euro, principalmente per la rideterminazione delle tariffe per i servizi di distribuzione e misura secondo le delibere 87/2025/R/gas e 98/2025/R/gas, per la crescita della Regulatory asset base (Rab) degli asset di proprietà del Gruppo e per il recepimento dell'aumento inflattivo, nonostante la diminuzione del tasso di remunerazione del capitale investito (Wacc) delle attività di distribuzione gas dal 6,5% del 2024 al 5,9% del 2025, in seguito alla delibera 513/2024/R/com, pubblicata a fine 2024.

L'aumento dei ricavi si riflette più che proporzionalmente anche nei costi operativi, che mostrano una crescita complessiva di 692,7 milioni di euro. Questo andamento è principalmente legato all'aumento dei prezzi della materia prima e degli importi degli oneri di sistema, nonostante la riduzione del trasporto e stoccaggio gas, i minori consumi della base clienti e il calo delle attività di efficienza energetica.

Margine operativo lordo (mln/euro)

Il margine operativo lordo mostra un incremento di 3,8 milioni di euro, pari al 1,5%, grazie alla performance positiva dei mercati tradizionali di vendita e dei ricavi regolati di distribuzione. A bilanciare questo aumento, vi è la minore marginalità dei mercati di ultima istanza, delle attività di intermediazione e delle attività di efficienza energetica.

Investimenti netti gas (mln/euro)

Nel primo semestre 2025, gli investimenti netti nell'area gas sono stati pari a 83,7 milioni di euro, in aumento di 6,0 milioni di euro rispetto all'anno precedente. L'incremento nella distribuzione del gas ammonta a 2,7 milioni di euro e deriva principalmente dall'investimento nell'impianto di produzione di idrogeno a Trieste, mentre sono sostanzialmente in linea con l'anno precedente gli interventi di manutenzione straordinaria su reti e impianti dei territori serviti.

Nella vendita gas si registrano investimenti in diminuzione di 3,3 milioni di euro per le attività connesse all'acquisizione di nuovi clienti.

Nel servizio di teleriscaldamento e nei servizi energia gli investimenti sono complessivamente in aumento per 6,7 milioni di euro rispetto all'anno precedente e sono in crescita principalmente per gli interventi su reti e impianti del teleriscaldamento.

Le richieste di nuovi allacciamenti nell'area gas sono in diminuzione rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

I dettagli degli investimenti operativi nell'area gas:

GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR.%
53,6	50,9	2,7	+5,3%
11,2	14,5	(3,3)	(22,8)%
19,0	12,3	6,7	+54,5%
83,8	77,7	6,1	+7,9%
0,1	‐	0,1	+100,0%
83,7	77,7	6,0	+7,7%

1.03.02 - Energia elettrica

I risultati del primo semestre 2025 registrano un calo rispetto all'anno precedente, dovuto alla riduzione della marginalità di vendita riconducibile in particolare agli effetti delle nuove gare del servizio di Salvaguardia EE e del Servizio a tutele graduali (STG), nonostante l'aumento dei volumi venduti ai clienti finali, grazie allo sviluppo commerciale nel mercato libero, l'aumento dei prezzi del Pun e l'incremento dei ricavi regolati della distribuzione energia elettrica.

In sintesi, Hera Comm si è aggiudicata:

• sette dei nove lotti del servizio di Salvaguardia per gli anni 2025 e 2026 in: Lombardia, Trentino Alto Adige, Veneto, Emilia-Romagna, Friuli-Venezia-Giulia, Marche, Toscana, Sardegna, Lazio, Umbria, Campania, Abruzzo, Calabria e Sicilia, aggiudicandosi cinque lotti in più rispetto al biennio precedente;

• sette lotti (il massimo consentito sui 26 complessivi) nella gara per il servizio a tutele graduali per i clienti domestici per il periodo dal 1° luglio 2024 al 31 marzo 2027 in 37 province italiane, rafforzando la propria presenza in diverse regioni italiane (Emilia-Romagna, Veneto, Friuli-Venezia Giulia, Marche, Toscana, Abruzzo, Lazio, Umbria, Liguria, Piemonte, Lombardia e Campania);
• uno dei 12 lotti del servizio a tutele graduali per la fornitura di energia elettrica alle microimprese per il periodo dal 1° aprile 2023 al 31 marzo 2027 in: Friuli-Venezia Giulia, Trentino-Alto Adige e nelle province di Belluno, Venezia e Verona;
• uno dei 17 lotti della gara Consip EE22 per la fornitura di energia elettrica alle Pubbliche amministrazioni nel 2025 in Calabria, rispetto ai quattro lotti aggiudicati nella gara precedente.

Di seguito le variazioni intervenute a livello di margine operativo lordo:

(mln/euro)	GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR. %
Margine operativo lordo area	114,1	144,2	(30,1)	(20,9)%
Margine operativo lordo Gruppo	721,7	732,7	(11,0)	(1,5)%
Peso percentuale	15,8%	19,7%	(3,9) pp

Clienti (mgl)

Nel primo semestre del 2025, i clienti del Gruppo per la vendita di energia hanno avuto un incremento di 792,6 mila unità (+44,4%) rispetto allo stesso periodo del 2024. La crescita nel mercato libero di circa 789,0 mila clienti è stata particolarmente rilevante per effetto del mercato STG per 776,2, prevalentemente grazie ai lotti aggiudicati nel luglio 2024. Tale effetto è parzialmente mitigato da un calo dei clienti delle Gare Consip per 24,4 come conseguenza della modifica dei lotti vinti con la nuova gara, precedentemente citata. Il restante incremento conferma il contributo positivo derivante dalle attività di rafforzamento dell'azione commerciale messa in atto. In aumento anche i clienti del mercato della Salvaguardia per circa 39,0 mila unità, per effetto della nuova gara 2025-2026. Tali effetti riescono 24 GRUPPO HERA #RF GIU/25

ampiamente a compensare la flessione del mercato tutelato, di circa 35,6 mila clienti, dovuta principalmente al passaggio dei clienti non vulnerabili al servizio a tutele graduali a luglio 2024 e dalla successiva facoltà concessa ai clienti vulnerabili di accedere all'STG in seguito alla delibera 10/2025/R/eel a partire da gennaio 2025 (confermata dalla delibera 267/2025/R/eel).

Si conferma l'apprezzamento e la fidelizzazione da parte dei clienti dei servizi a valore aggiunto offerti dal Gruppo, ai quali, a giugno 2025, hanno aderito circa 55 mila clienti, in crescita del 16,8% rispetto al primo semestre del 2024.

Volumi venduti (GWh)

I volumi venduti di energia elettrica risultano in crescita di 670.3 GWh, pari al 8,8%, rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Tale andamento è generato dall'incremento dei volumi nel mercato della Salvaguardia per 720,7 GWh (+177,1%), in parte compensato da un calo del mercato libero per 15,0 GWh (-0,2%) in cui gli effetti positivi del perimetro STG famiglie (partito a luglio 2024) mitigano parzialmente il calo derivante delle Gare Consip per le motivazioni già citate in precedenza. A tali effetti si aggiunge il calo dei volumi della tutela pari a 35,2 GWh, (-64,1%), come precedentemente descritto.

Gli indicatori principali riferiti all'attività dell'illuminazione pubblica:

DATI QUANTITATIVI	GIU-25	GIU-24*	VAR. ASS.	VAR.%
Illuminazione pubblica
Punti luce (mgl)	667,9	648,3	+19,6	+3,0%
di cui a led	56,0%	47,4%	+8,6 p.p.
Comuni serviti	227	216	11	+5,1%

*Il 2024 è stato oggetto di aggiornamento per recepire il consolidamento di comuni e punti luce in coerenza con quanto consuntivato nello stesso periodo del 2025.

Il Gruppo Hera nel corso del primo semestre del 2025 ha acquisito circa 47,8 mila punti luce in 15 nuovi comuni. Sotto il profilo geografico, le acquisizioni maggiormente significative sono state ottenute: in Emilia-Romagna per circa 14,7 mila punti luce, nel Triveneto per circa 14 mila punti luce, in Toscana per circa 5,7 mila punti luce, in Lombardia per circa 4,5 mila punti luce, in Umbria per circa 2,1 mila punti luce e in Liguria per circa 1,7 mila punti luce. Si segnalano infine le acquisizioni fatte nelle altre regioni prevalentemente del centro Italia per circa 5,1 mila punti luce. Gli incrementi del periodo compensano pienamente l'uscita di circa 28,2 mila punti luce e di 4 comuni gestiti prevalentemente in Friuli-Venezia Giulia ed in Emilia-Romagna.

Cresce la percentuale dei punti luce gestiti che utilizzano lampade a led che si attesta al 56,0%, in crescita di 8,6 punti percentuali. Tale andamento evidenzia la costante attenzione del Gruppo ad una gestione sempre più efficiente e sostenibile dell'illuminazione pubblica.

La sintesi dei risultati economici dell'area:

Margine operativo lordo	114,1	4,9%	144,2	7,1%	(30,1)	(20,9)%
Costi capitalizzati	13,9	0,6%	10,9	0,5%	3,0	27,6%
Costi del personale	(39,3)	(1,7)%	(35,7)	(1,8)%	3,6	10,1%
Costi operativi	(2.190,8)	(94,0)%	(1.870,2)	(91,7)%	320,6	17,1%
Ricavi	2.330,3		2.039,3		291,0	14,3%
CONTO ECONOMICO (MLN/EURO)	GIU-25	INC.%	GIU-24	INC.%	VAR. ASS.	VAR.%

Ricavi (mln/euro)

I ricavi del 2025 si riferiscono per il 93% alle attività di vendita e intermediazione (92% nel 2024), per il 3% ai ricavi di distribuzione (3% nel 2024), per il 3% alle attività di illuminazione pubblica e servizi a valore aggiunto (3% anche nel 2024) e per l'1% ai ricavi di produzione (1% anche nel 2024).

I ricavi hanno registrato una crescita di 291.0 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Complessivamente le attività di vendita, intermediazione e produzione contribuiscono per 275 milioni di euro e le principali determinanti di tale andamento sono il maggior prezzo della materia prima, l'aumento dei volumi venduti per lo sviluppo commerciale e le nuove gare vinte, compensati solo in parte dall'intermediazione e dalla produzione. La crescita dei ricavi nel business dell'illuminazione pubblica per 4 milioni di euro è prevalentemente legata

all'avanzamento dei cantieri dei lavori di riqualificazione energetica rispetto al primo semestre del 2024. I ricavi regolati sono aumentati di 10 milioni di euro, nonostante la diminuzione del tasso di remunerazione del capitale investito (Wacc) delle attività di distribuzione di energia elettrica dal 6,0% del 2024 al 5,6% del 2025, in seguito alla delibera 513/2024/R/com, pubblicata a fine 2024.

La crescita dei ricavi si riflette in maniera proporzionale sui costi operativi che evidenziano un aumento di 320.6 milioni di euro. Tale andamento è dovuto principalmente all'aumento dei prezzi della materia prima, dei maggiori volumi di vendita e dei servizi legati alle maggiori attività di riqualificazione degli impianti di illuminazione pubblica, nonostante l'effetto dell'intermediazione, in analogia ai ricavi.

Margine operativo lordo (mln/euro)

Il margine operativo lordo registra un calo di 30.1 milioni di euro rispetto al 2024. Questa flessione è riconducibile alla contrazione di marginalità delle attività di vendita in seguito alle nuove gare, nonostante lo sviluppo della base clienti nel mercato libero e la crescita della distribuzione energia elettrica.

Nell'area energia elettrica gli investimenti netti del primo semestre 2025 ammontano a 52,6 milioni di euro e sono complessivamente in diminuzione di 4,7 milioni di euro rispetto all'anno precedente.

Nella distribuzione energia elettrica, gli interventi realizzati riguardano prevalentemente la manutenzione straordinaria e il potenziamento di impianti e reti di distribuzione nei territori di Modena, Imola, Trieste e Gorizia, oltre agli interventi per il miglioramento della resilienza della rete. Gli investimenti nella distribuzione energia elettrica sono in aumento di 1,1 milioni di euro rispetto all'anno precedente.

Nella vendita di energia gli investimenti nelle attività connesse all'acquisizione di nuovi clienti si riducono di 5,9 milioni di euro e diminuiscono di 0,6 milioni di euro nella pubblica illuminazione.

Le richieste di nuovi allacciamenti dell'area energia elettrica sono sostanzialmente in linea con l'anno precedente.

Investimenti netti energia elettrica (mln/euro)

Gli investimenti operativi nell'area energia elettrica:

GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR.%
33,8	32,7	1,1	+3,4%
19,3	25,2	(5,9)	(23,4)%
0,6	1,2	(0,6)	(50,0)%
53,6	59,1	(5,5)	(9,3)%
1,0	1,8	(0,8)	(44,4)%
52,6	57,3	(4,7)	(8,2)%

1.03.03 - Ciclo idrico integrato

Nel primo semestre 2025 l'area ciclo idrico integrato presenta risultati in crescita rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente, con un margine operativo lordo pari a 156,5 milioni di euro.

RISULTATI IN CRESCITA NEL 2025

Dal punto di vista normativo si segnala che il 2025 è il secondo anno di applicazione del metodo tariffario, definito dall'Autorità per il quarto periodo regolatorio (Mti-4), 2024-2029 (delibera 639/2023/R/idr). L'Mti-4 avrà una durata di sei anni e, tra gli elementi di novità, prevede un aggiornamento della componente a copertura del costo dell'energia elettrica, oggetto negli ultimi anni di evidenti oscillazioni. A ciascun gestore è riconosciuto un ricavo (Vrg) determinato sulla base dei costi operativi e dei costi di capitale, in funzione degli investimenti realizzati, in un'ottica di crescente efficienza dei costi, nonché di misure tese a promuovere e valorizzare interventi per la sostenibilità e la resilienza.

Di seguito le variazioni intervenute a livello di margine operativo lordo:

(mln/euro)	GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR.%
Margine operativo lordo area	156,5	146,2	10,3	+7,1%
Margine operativo lordo Gruppo	721,7	732,7	(11,0)	(1,5)%
Peso percentuale	21,7%	20,0%	+1,7 p.p.

Clienti (mgl)

Il numero di clienti acqua aumenta rispetto a giugno 2024 di 6,0 mila, pari al +0,4%, a conferma della moderata tendenza di crescita organica nei territori di riferimento del Gruppo. La crescita è riferita principalmente al territorio emiliano-romagnolo gestito da Hera Spa.

Di seguito i principali indicatori quantitativi dell'area:

Quantità gestite 2025 (mln/mc) Quantità gestite 2024 (mln/mc)

Acquedotto Fognatura Depurazione

134,5 MILIONI DI MC: QUANTITÀ GESTITA IN

ACQUEDOTTO

I volumi erogati tramite acquedotto, che si attestano a 134,5 milioni di mc, presentano una diminuzione pari al 4,7% rispetto a giugno 2024, per un ammontare di -6,6 milioni di mc.

A giugno 2025 le quantità gestite relative alla fognatura sono pari a 113,3 milioni di mc, in diminuzione rispetto allo scorso anno del 4,5%, mentre quelle relative alla depurazione si attestano a 112,5 milioni di mc, anch'esse in diminuzione rispetto allo scorso anno del 4,5%. I volumi somministrati, a seguito della delibera 639/2023 dell'Autorità, sono un indicatore di attività dei territori in cui il Gruppo opera e sono oggetto di perequazione per effetto della normativa che prevede il riconoscimento di un ricavo regolato indipendente dai volumi distribuiti.

La sintesi dei risultati economici dell'area:

GIU-25	INC.%	GIU-24	INC.%	VAR. ASS.	VAR.%
610,6		532,6		78,0	+14,6%
(348,0)	(57,0)%	(286,3)	(53,8)%	61,7	+21,5%
(108,6)	(17,8)%	(102,0)	(19,2)%	6,6	+6,5%
2,5	0,4%	1,9	0,4%	0,6	+31,3%
156,5	25,6%	146,2	27,4%	10,3	+7,1%

Ricavi (mln/euro)

I ricavi del ciclo idrico sono in crescita del 14,6% rispetto all'anno precedente passando da 532,6 milioni di euro di giugno 2024 a 610,6 milioni di euro a giugno 2025.

Si evidenziano maggiori ricavi per le perequazioni di componenti energetiche e maggiori ricavi regolati per effetto degli adeguamenti derivanti dall'applicazione del metodo tariffario Mti-4 introdotto dalla delibera Arera 639/2023/R/idr. pari a circa 28 milioni di euro. Infine, si segnalano maggiori ricavi per circa 45 milioni di euro principalmente per commesse su beni oggetto di concessione.

L'incremento dei costi operativi a giugno 2025 è riconducibile principalmente alle maggiori commesse realizzate su beni in concessione già citate in precedenza e al rialzo dei listini di tutte le principali forniture di materiali e servizi. In evidenza, inoltre, i maggiori costi delle componenti energetiche come conseguenza di uno scenario energetico con prezzi delle materie prime in aumento rispetto all'analogo periodo del 2024.

Margine operativo lordo (mln/euro)

Il margine operativo lordo presenta una crescita di 10,3 milioni di euro, pari al 7,1%, passando dai 146,2 milioni di euro del primo semestre 2024 ai 165,5 milioni di euro dell'analogo periodo del 2025.

I maggiori ricavi regolati sono parzialmente compensati dai maggiori costi operativi conseguenti la crescita dei costi delle componenti energetiche e il rialzo dei listini di tutte le principali forniture.

Nel primo semestre dell'esercizio 2025 gli investimenti netti nell'area ciclo idrico integrato ammontano a 142,9 milioni di euro, in crescita di 48,5 milioni di euro rispetto all'anno precedente. Al lordo dei contributi in conto capitale ricevuti, gli interventi effettuati ammontano a 154,0 milioni di euro.

RF GIU/25

Gli investimenti sono riferiti principalmente a estensioni, bonifiche e potenziamenti di reti e impianti, oltre che agli adeguamenti normativi riguardanti soprattutto l'ambito depurativo e fognario e sono stati realizzati per 96,1 milioni di euro nell'acquedotto, per 40,8 milioni di euro nella fognatura e per 17,0 milioni di euro nella depurazione.

Fra i principali interventi si segnalano: nell'acquedotto, il proseguimento delle attività di bonifica su reti e allacci legate alla delibera Arera 917/2017 sulla regolazione della qualità tecnica del servizio idrico integrato, gli interventi per la risoluzione delle interferenze della rete idrica con i lavori per la realizzazione della quarta corsia dell'autostrada A14 nella tratta imolese oltre alle attività di installazione dei contatori Smart Meter in ottica di riduzione delle perdite di rete.

Nella fognatura, l'avvio della realizzazione delle vasche sud nell'ambito del proseguimento del piano di salvaguardia della balneazione (Psbo) di Rimini, oltre agli interventi manutentivi di riqualificazione della rete fognaria in altri territori serviti, alle opere di adeguamento scarichi alla Dgr 201/2016 e alla realizzazione di una vasca di prima pioggia nel comune di Cattolica.

Nella depurazione, in evidenza l'adeguamento e potenziamento del depuratore di Ravenna, intervento che accede ai contributi PNRR.

Anche le richieste per nuovi allacciamenti idrici e fognari sono in aumento rispetto all'anno precedente. I contributi in conto capitale, pari a 11,0 milioni di euro, sono in diminuzione di 2,2 milioni di euro rispetto all'anno precedente e comprendono i contributi derivanti dalla componente della tariffa prevista dal metodo tariffario per il Fondo Nuovi Investimenti (FoNI).

Il dettaglio degli investimenti operativi nell'area ciclo idrico integrato:

Ciclo idrico integrato (mln/euro)	GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR.%
Acquedotto	96,1	67,1	29,0	+43,2%
Depurazione	17,0	15,3	1,7	+11,1%
Fognatura	40,8	25,2	15,6	+61,9%
Totale ciclo idrico integrato lordi	154,0	107,6	46,4	+43,1%
Contributi conto capitale	11,0	13,2	(2,2)	(16,7)%
di cui per FoNI (Fondo Nuovi investimenti)	4,2	10,3	(6,1)	(59,2)%
Totale ciclo idrico integrato netti	142,9	94,4	48,5	+51,4%

Investimenti netti ciclo idrico (mln/euro)

RF GIU/25 31

1.03.04 - Ambiente

Nel primo semestre 2025, l'area ambiente ha contribuito per il 24,3% alla marginalità del Gruppo Hera, presentando un margine operativo lordo in aumento di 3,8 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Il Gruppo continua quindi a presentare buone performance in questa area di business attraverso la diversificazione dell'offerta, l'ampiezza del portafoglio clienti e la prontezza di risposta nell'erogazione dei servizi offerti, nonostante un contesto macroeconomico complesso con ripercussioni anche nei mercati presidiati.

MOL IN CRESCITA

La transizione ecologica, la sostenibilità ambientale e l'innovazione continuano a essere i driver che guidano il Gruppo verso lo sviluppo impiantistico e commerciale. In quest'ottica, i principali interventi sono stati finalizzati: all'ampliamento del perimetro societario, attraverso l'acquisizione di realtà industriali private (come piattaforme per il trattamento di rifiuti industriali e centri di rigenerazione di scarti plastici), che si integrano nell'offerta commerciale, anche in territori dove il Gruppo non è storicamente presente; al recupero di materia e alla produzione di energia rinnovabile, in particolare di biometano; allo sviluppo, facendo leva sulla leadership di mercato e sulla capacità operativa della controllata A.C.R. di Reggiani Albertino Spa, di nuove tecnologie per la gestione delle bonifiche e dei servizi di decomissioning per gli impianti industriali.

In questo primo semestre del 2025 il Gruppo Hera è stato protagonista anche in ambito di innovazione, continuando a fare progressi significativi e tangibili verso l'economia circolare del futuro inaugurando a Imola il primo impianto nel suo genere a livello europeo, in grado di rigenerare la fibra di carbonio su scala industriale. Si chiama FIB3R, un nome all'insegna delle tre "R" (recover, reduce e reuse) che sono alla base di un progetto unico, capace di recuperare la fibra di carbonio e riutilizzarla, riducendo così l'utilizzo di fibra vergine e quindi l'impatto ambientale che sarebbe necessario per produrla. L'impegno per favorire la transizione ecologica, oltre alla previsione dell'aumento, nei prossimi anni, della domanda di fibra di carbonio, hanno portato il Gruppo Hera ad anticipare questo megatrend, lanciando la sfida di applicare il percorso virtuoso dell'economia circolare anche a questo materiale, unendo crescita economica alla sostenibilità ambientale.

La tutela delle risorse ambientali e la massimizzazione del loro riutilizzo continuano ad essere dunque un obiettivo prioritario anche nel primo semestre 2025: oltre alle iniziative appena citate, ne è dimostrazione la particolare attenzione dedicata allo sviluppo della raccolta differenziata dei rifiuti che, grazie al forte impegno che il Gruppo ha messo in campo in tutti territori gestiti, si incrementa di un punto percentuale rispetto ai valori del primo semestre 2024.

Di seguito le variazioni a livello di margine operativo lordo:

(mln/euro)	GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR.%
Margine operativo lordo area	175,4	171,5	3,9	+2,3%
Margine operativo lordo Gruppo	721,7	732,7	(11,0)	(1,5)%
Peso percentuale	24,3%	23,4%	+0,9 p.p.

Nella tabella di seguito riportata, è esposta l'analisi dei volumi commercializzati e trattati dal Gruppo nel primo semestre 2025:

Dati quantitativi (mgl/t)	GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR. %
Rifiuti urbani	1.080,8	1.087,8	(7,0)	(0,6)%
Rifiuti da mercato	1.618,6	1.696,9	(78,3)	(4,6)%
Rifiuti commercializzati	2.699,4	2.784,7	(85,3)	(3,1)%
Sottoprodotti impianti	1.715,5	1.325,7	389,8	+29,4%
Rifiuti trattati per tipologia	4.414,9	4.110,4	304,5	+7,4%

L'analisi dei dati quantitativi evidenzia una crescita del rifiuto trattato grazie al pieno regime degli impianti e all'espansione impiantistica di proprietà e verso terzi.

I rifiuti urbani del primo semestre 2025 registrano una lieve flessione dello 0,6% legata principalmente ai maggiori conferimenti da parte del gestore del servizio di raccolta a impianti esterni non gestiti dal Gruppo, in conformità con le indicazioni delle concessioni del servizio di Igiene Urbana aggiudicate tramite procedura di gara.

Per quanto riguarda i rifiuti da mercato, hanno registrato una riduzione del 4,6%, dovuta alla contrazione sia sul segmento commerciale dei rifiuti liquidi che sull'intermediazione; mentre i volumi nel mercato del Recupero e del mercato industria sono in incremento, grazie anche al consolidamento dei rapporti commerciali esistenti e allo sviluppo del portafoglio clienti.

Infine, i sottoprodotti degli impianti presentano volumi in aumento rispetto all'anno precedente principalmente per la maggiore piovosità.

Raccolta differenziata (%)

Come già anticipato in premessa, la raccolta differenziata di rifiuti urbani è in crescita di 1,0 punto percentuale rispetto all'anno precedente attestandosi al 75,3%, grazie allo sviluppo di numerosi progetti nei territori gestiti dal Gruppo.

Il Gruppo Hera opera nel ciclo completo dei rifiuti con 94 impianti di trattamento di rifiuti urbani e speciali e di rigenerazione dei materiali plastici. Grazie alle tecnologie all'avanguardia di cui sono dotati, al know how del personale e alla rete dei partner internazionali, il Gruppo è in grado di rispondere compiutamente alle esigenze del territorio di riferimento e delle imprese, attraverso servizi e soluzioni innovative e sostenibili per la completa gestione e il trattamento di qualunque tipologia di rifiuto, da trasformare in risorsa e valore per la collettività.

Tra i principali impianti si evidenziano: 17 impianti di selezione, il cui obiettivo principale è finalizzato al recupero materia da inviare ai consorzi di filiera per il riciclo; 10 termovalorizzatori, confermando la posizione leader in Italia in questo settore sia in termini di numerosità che di tecnologia impiantistica; 11 impianti di compostaggio e digestori, che trasformano i rifiuti umidi provenienti dalla raccolta differenziata in compost o producendo energia elettrica da fonti rinnovabili e biometano, un combustibile green, con significativi benefici per la qualità dell'aria e dell'ambiente; 4 impianti di recupero materia nei quali rientra anche il nuovo impianto FIB3R di Imola, già citato in apertura.

RF GIU/25 33

Dati quantitativi (mgl/t)	GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR. %
Discariche	326,5	390,2	(63,7)	(16,3)%
Termovalorizzatori	635,8	588,2	47,6	+8,1%
Impianti di selezione e altro	301,8	307,1	(5,3)	(1,7)%
Impianti di compostaggio e stabilizzazione	252,1	264,6	(12,5)	(4,7)%
Impianti di inertizzazione e chimico-fisici	913,3	849,3	64,0	+7,5%
Impianti recupero	56,0	54,2	1,8	+3,3%
Depuratori	273,6	201,4	72,2	+35,8%
Stoccaggi/Soil Washing	195,3	147,0	48,3	+32,9%
Altri impianti	1.460,5	1.308,3	152,2	+11,6%
Rifiuti trattati per impianto	4.414,9	4.110,4	304,5	+7,4%
Plastica riciclata da Aliplast	46,7	42,0	4,7	+11,2%

Il trattamento dei rifiuti evidenzia un valore complessivo in aumento del +7,4%, rispetto allo stesso periodo del 2024. Analizzando le singole filiere, si segnalano quantitativi in diminuzione in discarica principalmente per la conclusione dei conferimenti sugli impianti Tre Monti (Bo) e Il Pago (FI) avvenuti a fine 2024 mentre, per quanto riguarda i termovalorizzatori, l'andamento in aumento, è dovuto principalmente a maggiori volumi trattati negli impianti di Rimini e Modena, entrambi oggetto di fermate nel primo semestre 2024. Da segnalare inoltre che la controllata Herambiente si è aggiudicata la gara per la gestione del termovalorizzatore di Montale a partire da gennaio 2025 mettendo al servizio dell'impianto il proprio know-how.

Lieve flessione delle quantità negli impianti di selezione e negli impianti di compostaggio e stabilizzazione principalmente per minori quantità trattate negli impianti di stabilizzazione in località Tre Monti (Bo) e nei digestori di Sant'Agata e Nonantola, mentre nella filiera degli impianti d'inertizzazione e chimico-fisici i quantitativi in aumento sono riconducibili prevalentemente ai volumi di rifiuti liquidi trattati anche in conseguenza della maggiore piovosità registrata nel primo semestre 2025.

Negli impianti di recupero i volumi in ingresso sono in aumento in seguito ad una maggiore domanda del mercato. Si segnala l'incremento dei rifiuti trattati sia presso i depuratori che nella filiera stoccaggi/soil washing anche grazie all'acquisizione di TRS Ecology Srl. Negli Altri impianti, infine, le quantità sono in aumento per maggiori sottoprodotti ad impianti terzi in crescita rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

RF GIU/25

Una sintesi dei risultati economici dell'area:

CONTO ECONOMICO (MLN/EURO)	GIU-25	INC.%	GIU-24	INC.%	VAR. ASS.	VAR.%
Ricavi	894,9		848,3		46,6	+5,5%
Costi operativi	(593,5)	(66,3)%	(553,5)	(65,3)%	40,0	+7,2%
Costi del personale	(141,8)	(15,8)%	(132,1)	(15,6)%	9,7	+7,3%
Costi capitalizzati	15,8	1,8%	8,8	1,0%	7,0	+79,5%
Margine operativo lordo	175,4	19,6%	171,5	20,2%	3,9	+2,3%

Ricavi (mln/euro)

Nel primo semestre 2025, i ricavi registrano un aumento del +5,5% rispetto allo scorso anno. Da segnalare l'importante espansione sia nel mercato del Recupero che nel mercato Industria per lo sviluppo del business di A.C.R. di Reggiani Albertino Spa, oltre che all'acquisizione di TRS Ecology Srl. Nel Recupero, la crescita è determinata principalmente dal contributo di Aliplast Spa che consuntiva maggiori volumi venduti, oltre all'incremento dei prezzi unitari che registrano un aumento soprattutto sul comparto PET, su cui si riflettono gli incrementi dei costi delle materie prime.

Nel servizio di igiene urbana si segnalano maggiori ricavi regolati, legati principalmente al riconoscimento dell'Inflazione e ai maggiori servizi integrativi richiesti negli ambiti di gara.

A parziale compensazione, si registrano minori ricavi energetici principalmente per la flessione dei prezzi delle commodities.

I costi operativi nel primo semestre 2025 sono in aumento, registrando una variazione del +7,2%. Si segnala l'aumento dei costi per l'acquisto di materie prime conseguente all'incremento dei prezzi delle commodities, sopra citati.

Nel mercato recupero e nelle attività relative a bonifiche si evidenzia l'incremento dei costi sostenuti correlato all'andamento dei ricavi già in precedenza citati.

Anche per quanto riguarda l'igiene urbana, si segnalano maggiori costi per attività legate allo sviluppo di nuovi progetti di raccolta differenziata e ai maggiori servizi integrativi richiesti.

Margine operativo lordo (mln/euro)

Il margine operativo lordo si incrementa di 3,9 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente grazie al contributo positivo delle attività di Igiene Ambientale in particolare per il riconoscimento dell'Inflazione e ai maggiori servizi integrativi richiesti negli ambiti di gara. In crescita anche le attività di trattamento e recupero grazie ai maggiori volumi venduti di Aliplast Spa, e le buone performance di A.C.R. di Reggiani Albertino Spa, che compensano ampiamente la flessione della gestione energetica legata al calo del prezzo delle commodities.

Gli investimenti netti nell'area ambiente riguardano gli interventi di manutenzione e potenziamento degli impianti di trattamento e recupero rifiuti e ammontano a 65,0 milioni di euro, in aumento di 11,7 milioni di euro rispetto all'anno precedente.

La filiera compostaggi/digestori presenta investimenti in crescita di 0,8 milioni di euro rispetto all'anno precedente per effetto degli interventi effettuati sull'impianto di Voltana, mentre sulle discariche si rileva una diminuzione di 1,3 milioni di euro rispetto all'anno precedente dovuta principalmente alle maggiori realizzazioni effettuate nel primo semestre 2024 dalla società Feronia.

La filiera Waste to energy (Wte) presenta un incremento negli investimenti di 5,3 milioni di euro attribuibile alle realizzazioni della linea 4 di Padova, mentre gli investimenti nella filiera impianti rifiuti industriali sono in linea con l'anno precedente.

La filiera isole ecologiche e attrezzature di raccolta presenta investimenti in crescita di 3,2 milioni di euro, mentre nella filiera degli impianti di selezione e recupero si registra complessivamente un incremento di 10,1 milioni di euro, principalmente per effetto della variazione di perimetro relativa all'integrazione della società TRS Ecology Srl, delle maggiori realizzazioni della società A.C.R. di Reggiani Albertino Spa, oltre agli investimenti per il nuovo impianto di Aliplast Spa dedicato al trattamento e riciclo delle plastiche rigide.

Investimenti netti ambiente (mln/euro)

RF GIU/25

Il dettaglio degli investimenti operativi nell'area ambiente:

Ambiente (mln/euro)	GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR.%
Compostaggi/digestori	3,2	2,4	0,8	+33,3%
Discariche	4,8	6,1	(1,3)	(21,3)%
WTE	20,9	15,6	5,3	+34,0%
Impianti RI	1,0	1,0	‐	+0,0%
Isole ecologiche e attrezzature di raccolta	12,1	8,9	3,2	+36,0%
Impianti trasbordo, selezione e altro	30,7	20,6	10,1	+49,0%
Totale ambiente lordi	72,7	54,8	17,9	+32,7%
Contributi conto capitale	7,7	1,4	6,3	+450,0%
Totale ambiente netti	65,0	53,3	11,7	+22,0%

1.03.05 - Altri servizi

MARGINALITÀ

IN CRESCITA

L'area altri servizi comprende le attività minori gestite dal Gruppo, tra cui si annoverano le telecomunicazioni, in cui il Gruppo attraverso la propria digital company offre servizi di connettività per privati e aziende, telefonia e data center e i servizi cimiteriali, quest'ultimi circoscritti al Comune di Trieste con la gestione complessiva di dodici cimiteri. A giugno 2025, il risultato dell'area altri servizi ammonta a 15,3 milioni di euro, in crescita di 1 milione rispetto all'equivalente periodo dell'anno precedente

Di seguito le variazioni del margine operativo lordo:

(mln/euro)	GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR.%
Margine operativo lordo area	15,3	14,3	1,0	+7,0%
Margine operativo lordo Gruppo	721,7	732,7	(11,0)	(1,5)%
Peso percentuale	2,1%	2,0%	+0,1 p.p.

Tra gli indicatori quantitativi dell'area altri servizi si evidenziano i circa 6.800 km di rete proprietaria a banda ultralarga in fibra ottica che il Gruppo Hera possiede attraverso la propria digital company, HERABIT Spa. Questa rete serve le principali città dell'Emilia-Romagna, Padova e Trieste, offrendo a privati e aziende una connettività ad alte prestazioni, con elevata affidabilità e massima sicurezza di sistemi, dati e continuità del servizio.

I risultati economici dell'area sono:

	INC.%	GIU-24	INC.%	VAR. ASS.	VAR.%
46,5		48,7		(2,2)	(4,5)%
	(54,4)%	(28,6)	(58,8)%	(3,3)	(11,5)%
(7,2)	(15,4)%	(7,2)	(14,8)%	‐	0,0%
1,3	2,7%	1,4	2,9%	(0,1)	(7,0)%
15,3	32,9%	14,3	29,4%	1,0	+7,0%
	GIU-25 (25,3)

Ricavi (mln/euro)

A giugno 2025 i ricavi si attestano a 46,5 milioni di euro, in calo del 4,5% con un controvalore di 2,2 milioni di euro. Per il business delle telecomunicazioni si segnalano minori attività di rivendita di alcune tipologie di apparati di telecomunicazioni. Nonostante i prezzi del settore delle telecomunicazioni siano costantemente in contrazione, i ricavi caratteristici legati alle attività nei servizi di telefonia e connettività, nei mercati serviti dalla digital company, sono sostanzialmente stabili.

Sul fronte dei costi, si registra una riduzione di 3,3 milioni di euro. Nel settore delle telecomunicazioni, le efficienze e le sinergie implementate hanno contribuito a contenere i costi operativi, in particolare quelli relativi ai servizi acquistati da altri operatori di mercato.

Margine operativo lordo (mln/euro)

RF GIU/25

Il margine operativo lordo del business degli altri servizi complessivamente presenta una crescita del 7,0% con un controvalore di 1,0 milioni di euro passando dai 14,3 milioni di euro di giugno 2024 ai 15,3 milioni di euro dell'equivalente periodo del 2025 grazie soprattutto al contributo delle telecomunicazioni, prevalentemente grazie alle efficienze e alle sinergie attuate che hanno consentito di contenere i costi operativi.

Nel primo semestre 2025 gli investimenti netti nell'area altri servizi sono pari a 4,6 milioni di euro, in aumento di 0,2 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente.

Gli investimenti sono stati realizzati nel servizio telecomunicazioni per interventi in rete e in servizi Tlc, finalizzati alla realizzazione, sviluppo, installazione, manutenzione, gestione e fornitura di reti pubbliche e private di telecomunicazioni e di servizi di TLC oltre che di Internet Data Center.

Investimenti netti altri servizi (mln/euro)

I dettagli degli investimenti operativi nell'area altri servizi:

Altri Servizi (mln/euro)	GIU-25	GIU-24	VAR. ASS.	VAR.%
Tlc	4,6	4,4	0,2	+4,5%
Altro	‐	‐	‐	+0,0%
Totale altri servizi lordi	4,6	4,4	0,2	+4,5%
Contributi conto capitale	‐	‐	‐	+0,0%
Totale altri servizi netti	4,6	4,4	0,2	+4,5%

1.04 - TITOLO IN BORSA E RELAZIONI CON L'AZIONARIATO

Dopo una partenza d'anno positiva per le Borse, sostenuta da prospettive economiche favorevoli, a metà del primo semestre l'annuncio dell'Amministrazione statunitense circa l'introduzione di dazi commerciali ha causato un rapido cambiamento nell'umore degli operatori finanziari, portando a una correzione dei mercati azionari. Successivamente, l'avvio di negoziati per mitigare l'impatto delle politiche commerciali e l'annuncio di un aumento delle spese governative su entrambe le sponde dell'Atlantico hanno aiutato a ristabilire la fiducia, con i principali listini azionari che hanno così potuto registrare performance positive alla fine del periodo di riferimento.

L'indice italiano FTSE All Share è cresciuto del +16,2%, mentre il settore delle utility del +17,1%.

In questo contesto, Hera è riuscita a mettere a segno una performance del +19,9%, superiore all'indice di riferimento, grazie al positivo accoglimento da parte del mercato del piano industriale al 2028, incentrato sulla creazione di valore e su chiari commitment di ritorno per gli azionisti, così come ai solidi risultati consuntivati del 2024 e del primo trimestre 2025.

L'andamento del titolo è stato anche sostenuto dal road show sulle principali piazze finanziarie a cui ha preso parte il Management del Gruppo: è stata infatti l'occasione per illustrare di persona ai portfolio manager dei principali fondi istituzionali mondiali la strategia e i risultati raggiunti.

Performance primo semestre 2025 titolo Hera, utility italiane e mercato italiano a confronto

Il Consiglio di Amministrazione di Hera Spa, riunitosi nella seduta del 26 marzo 2025 per l'approvazione dei risultati annuali 2024, ha deciso di sottoporre all'Assemblea degli azionisti la proposta di un dividendo per azione di 15 centesimi, in crescita del 7% in linea con le indicazioni contenute nel piano industriale. A seguito dell'approvazione dei soci, avvenuta nel corso dell'assise del 30 aprile 2025, lo stacco cedola è avvenuto il 23 giugno, con pagamento il 25 giugno. Hera conferma così la sua capacità di remunerare gli azionisti grazie alla resilienza del suo portafoglio di attività che le ha permesso di distribuire dividendi costanti e in crescita sin dalla quotazione.

L'effetto congiunto di una ininterrotta remunerazione degli azionisti tramite la distribuzione di dividendi e il rialzo del prezzo del titolo accumulato negli anni, ha permesso al total shareholders' return dalla quotazione di rimanere sempre positivo e di attestarsi, alla fine del periodo di riferimento, a oltre il +394,1%.

DIVIDENDO IN CRESCITA A 15 CENTESIMI PER AZIONE

HERA +19,9%, SUPERA IL MERCATO ITALIANO E L'INDICE DELLE UTILITY

+394,1% IL TOTAL SHAREHOLDERS' RETURN DALL'IPO

4,27 EURO IL CONSENSUS TARGET PRICE Gli analisti finanziari che coprono il titolo (Banca Akros, Equita Sim, Intermonte, Intesa Sanpaolo, Kepler Cheuvreux, Mediobanca) esprimono raccomandazioni positive o neutrali, con un target price pari a 4,27 euro.

Composizione dell'azionariato al 30 giugno 2025

Flottante Patto soci pubblici

45,8% IL CAPITALE SOCIALE DEL PATTO DI SINDACATO DEI SOCI PUBBLICI

Al 30 giugno 2025 la compagine sociale mostra l'usuale stabilità ed equilibrio, essendo composta per il 45,8% da 111 soci pubblici dei territori di riferimento riuniti in un patto di sindacato e per il 54,2% dal flottante. L'azionariato è diffuso tra un numero elevato di azionisti pubblici (111 Comuni, il maggiore dei quali detiene una partecipazione inferiore al 10%) e un numero elevato di azionisti privati istituzionali e retail.

Dal 2006, Hera ha adottato un piano di riacquisto di azioni proprie, rinnovato l'ultima volta dall'Assemblea degli Azionisti del 30 aprile 2025 per un periodo di ulteriori 18 mesi, per un importo massimo complessivo di 240 milioni di euro. Tale piano è finalizzato a finanziare le opportunità d'integrazione di società di piccole dimensioni e perseguire

APPROVATO PIANO DI RIACQUISTO DI AZIONI PROPRIE

COSTANTE DIALOGO CON IL MERCATO ANCHE NEL 2025

Anche nel 2025 è prevista un'intensa attività di dialogo con gli attori del mercato finanziario. Dopo il road show del piano industriale del primo trimestre, il Top management ha preso parte nel secondo trimestre alle conference di JP Morgan, Goldman Sachs, Unicredit e Mediobanca nelle piazze di Londra e Milano. Inoltre, è stata effettuata la solita attività di confronto con gli operatori del mercato finanziario per rispondere a domande riguardanti i documenti

la creazione di valore per gli azionisti. Al 30 giugno 2025, Hera detiene in portafoglio 22,5 milioni di azioni.

pubblicati sulla Governance e le retribuzioni prima dell'Assemblea degli azionisti.

L'intensità dell'impegno che il Gruppo profonde nel dialogo con gli investitori contribuisce al rafforzamento della sua reputation sui mercati e costituisce un intangible asset a vantaggio del titolo e degli stakeholder di Hera, come confermato anche dall'andamento del titolo nei primi mesi dell'anno in corso.

BE 2024

41

2.01 - SCHEMI DI BILANCIO

2.01.01 - Conto economico

NOTE	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024
1	6.786,2	5.716,5
2	78,2	68,2
3	(3.970,0)	(2.973,2)
4	(1.816,4)	(1.727,6)
5	(360,8)	(341,2)
6	(42,9)	(40,5)
7	47,4	30,5
8	(338,5)	(347,6)
	383,2	385,1
9	76,3	79,2
10	(115,5)	(141,1)
	(39,2)	(61,9)
11	7,2	6,4
	351,2	329,6
12	(101,8)	(92,3)
	249,4	237,3
	229,3	218,4
	20,1	18,9
17	0,157	0,152
17	0,157	0,152

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema di conto economico riportato al paragrafo 2.03.01 del presente bilancio consolidato.

2.01.02 – Conto economico complessivo

MLN/EURO	NOTE	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024
Utile (perdita) netto del periodo		249,4	237,3
Componenti riclassificabili a conto economico
Fair value derivati, variazione del periodo	27	(3,1)	(37,0)
Effetto fiscale relativo alle componenti riclassificabili		1,0	10,6
Componenti non riclassificabili a conto economico
Utili (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti	28	5,5	5,6
Partecipazioni valutate al fair value	25	3,4	0,3
Totale utile (perdita) complessivo del periodo		256,2	216,8
Attribuibile:
azionisti della controllante		233,6	201,0
azionisti di minoranza		22,6	15,8

2.01.03 – Situazione patrimoniale-finanziaria

MLN/EURO	NOTE	30-GIU-25	31-DIC-24
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	21	2.184,7	2.160,7
Diritti d'uso	22	89,0	84,2
Attività immateriali	23	5.062,0	4.945,8
Avviamento	24	933,8	933,0
Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio netto	25	128,6	127,3
Altre partecipazioni	25	50,9	47,3
Attività finanziarie non correnti	18	160,7	158,0
Attività per imposte differite	14	345,0	342,9
Totale attività non correnti		8.954,7	8.799,2
Attività correnti
Rimanenze	30	179,3	168,1
Crediti commerciali	31	2.360,4	3.172,5
Attività finanziarie correnti	18	158,8	23,1
Attività per imposte correnti	13	38,4	31,3
Attività correnti derivanti da contratti con i clienti	33	295,5	263,9
Altre attività correnti	35	899,6	1.104,5
Strumenti derivati	27	141,1	182,4
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	18	1.289,9	1.315,6
Totale attività correnti		5.363,0	6.261,4
TOTALE ATTIVITÀ		14.317,7	15.060,6

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema della situazione patrimoniale finanziaria riportato al paragrafo 2.03.02 del presente bilancio consolidato.

RF GIU/25 45

MLN/EURO	NOTE	30-GIU-25	31-DIC-24
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
Capitale sociale e riserve
Capitale sociale	15	1.466,4	1.440,8
Riserve	15	2.100,8	1.744,8
Utile (perdita) del periodo	15	229,3	494,5
Patrimonio netto del Gruppo		3.796,5	3.680,1
Interessenze di minoranza	16	298,1	306,8
Totale patrimonio netto		4.094,6	3.986,9
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti	19	4.645,0	4.154,6
Passività non correnti per leasing	22	58,8	54,7
Benefici ai dipendenti	28	72,1	79,9
Fondi	29	696,0	693,1
Passività per imposte differite	14	146,9	144,8
Totale passività non correnti		5.618,8	5.127,1
Passività correnti
Passività finanziarie correnti	19	808,5	1.226,7
Passività correnti per leasing	22	24,2	24,4
Debiti commerciali	32	1.698,2	2.723,9
Passività per imposte correnti	13	124,4	48,2
Passività correnti derivanti da contratti con i clienti	34	177,0	203,2
Altre passività correnti	36	1.613,6	1.512,8
Strumenti derivati	27	158,4	207,4
Totale passività correnti		4.604,3	5.946,6
TOTALE PASSIVITÀ		10.223,1	11.073,7
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		14.317,7	15.060,6

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema della situazione patrimoniale finanziaria riportato al paragrafo 2.03.02 del presente bilancio consolidato.

2.01.04 - Rendiconto finanziario

MLN/EURO	NOTE	30-GIU-25	30-GIU-24
Risultato ante imposte		351,2	329,6
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative
Ammortamenti e perdite di valore di attività	8	280,5	266,4
Accantonamenti ai fondi	8	58,0	81,2
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	11	(7,2)	(6,4)
(Proventi) oneri finanziari	9, 10	39,2	61,9
(Plusvalenze) minusvalenze e altri elementi non monetari		(28,4)	(25,2)
Variazione fondi	29	(22,0)	(19,0)
Variazione fondi per benefici ai dipendenti	28	(4,4)	(4,9)
Totale disponibilità liquide generate prima delle variazioni del capitale circolante netto		666,9	683,6
(Incremento) decremento di rimanenze	37	(10,1)	(7,3)
(Incremento) decremento di crediti commerciali	37	713,5	366,6
Incremento (decremento) di debiti commerciali	37	(1.026,6)	(937,4)
Incremento/decremento delle altre attività/passività correnti, compresi contratti con clienti	37	318,9	170,1
Variazione capitale circolante		(4,3)	(408,0)
Dividendi incassati	37	9,8	11,4
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati	37	32,4	25,8
Interessi passivi, oneri netti su derivati e altri oneri finanziari pagati	37	(120,8)	(164,9)
Imposte pagate	37	(32,0)	(2,5)
Disponibilità liquide generate (assorbite) dall'attività operativa (a)		552,0	145,4
Investimenti in immobili, impianti e macchinari	21	(117,4)	(98,9)
Investimenti in attività immateriali	23	(296,6)	(245,5)
Investimenti in imprese controllate e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide	26	(1,7)	‐
Investimenti in altre partecipazioni	26	(0,4)	(0,4)
Prezzo di cessione di immobili, impianti, macchinari e immobilizzazioni immateriali		1,9	2,5
Disinvestimenti in partecipazioni e contingent consideration		0,2	-
(Incremento) decremento di altre attività d'investimento	26	(120,2)	(18,1)
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di investimento (b)		(534,2)	(360,4)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	20	517,1	‐
Rimborsi di debiti finanziari non correnti	20	‐	(7,9)
Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari	20	(168,6)	(54,7)
Rimborsi di passività per leasing	20	(11,7)	(9,9)
Incasso da cessione quote azionarie senza perdita di controllo	20	0,8	‐
Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate	20	(234,1)	(1,3)
Aumento capitale sociale minoranze	20	‐	1,3
Dividendi pagati ad azionisti Hera e interessenze di minoranza	20	(249,5)	(221,5)
(Investimenti) disinvestimenti in azioni proprie	15	102,5	(5,3)
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di finanziamento (c)		(43,5)	(299,3)
Incremento (decremento) disponibilità liquide (a+b+c)		(25,7)	(514,3)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio del periodo		1.315,6	1.332,8
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo		1.289,9	818,5

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema di rendiconto finanziario riportato al paragrafo 2.03.03 del presente bilancio consolidato.

2.01.05 - Prospetto delle variazioni del patrimonio netto

MLN/EURO	CAPITALE SOCIALE	RISERVE RISERVE	VALUTATI AL FAIR RISERVE UTILI STRUMENTI DERIVATI VALUE	FONDI BENEFICI ATTUARIALI DIPENDENTI (PERDITE)	PARTECIPAZIONI VALUTATE AL FAIR VALUE RISERVE	UTILE DEL PERIODO	PATRIMONIO NETTO	INTERESSENZE DI MINORANZA	TOTALE
Saldo al 31 dicembre 2023	1.443,0	1.549,3	44,5	(33,1)	(6,9)	441,4	3.438,2	313,4	3.751,6
Utile del periodo						218,4	218,4	18,9	237,3
Altre componenti del risultato complessivo: fair value derivati,
variazione del periodo			(22,9)				(22,9)	(3,5)	(26,4)
utili (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti				5,1			5,1	0,5	5,6
fair value partecipazioni, variazione del periodo					0,3		0,3		0,3
Utile complessivo del periodo	‐	‐	(22,9)	5,1	0,3	218,4	200,9	15,9	216,8
variazione azioni proprie in portafoglio	(1,8)	(3,5)					(5,3)		(5,3)
versamento azioni di minoranza							‐	0,3	0,3
variazione interessenza partecipativa		(0,2)					(0,2)	(1,1)	(1,3)
altri movimenti		0,8					0,8	0,3	1,1
Ripartizione dell'utile:
dividendi distribuiti						(201,9)	(201,9)	(37,4)	(239,3)
destinazione a riserve		239,5				(239,5)	‐		‐
Saldo al 30 giugno 2024	1.441,2	1.785,9	21,6	(28,0)	(6,6)	218,4	3.432,5	291,3	3.723,8
Saldo al 31 dicembre 2024	1.440,8	1.785,0	2,2	(31,7)	(10,7)	494,5	3.680,1	306,8	3.986,9
Utile del periodo						229,3	229,3	20,1	249,4
Altre componenti del
risultato complessivo: fair value derivati, variazione del periodo			(4,2)				(4,2)	2,1	(2,1)
utili (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti				5,1			5,1	0,4	5,5
fair value partecipazioni,					3,4		3,4		3,4
variazione del periodo Utile complessivo del periodo	‐	‐	(4,2)	5,1	3,4	229,3	233,6	22,6	256,2
variazione azioni proprie in portafoglio	25,6	76,9					102,5		102,5
variazione interessenza partecipativa		0,4					0,4	0,4	0,8
Ripartizione dell'utile:
dividendi distribuiti						(220,1)	(220,1)	(31,7)	(251,8)
destinazione a riserve		274,4				(274,4)
Saldo al 30 giugno 2025	1.466,4	2.136,7	(2,0)	(26,6)	(7,3)	229,3	3.796,5	298,1	4.094,6

2.02 – NOTE ESPLICATIVE

2.02.01 - Introduzione

Il bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2025 è stato redatto in osservanza di quanto previsto dall'art. 154-ter del D.Lgs. 24 febbraio 1998 n. 58 (Testo Unico della Finanza – Tuf), incluse successive modifiche e integrazioni, e in applicazione dello Ias 34. Esso non comprende tutte le informazioni richieste dai principi Ifrs nella redazione del bilancio annuale e deve pertanto essere letto unitamente al bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2024.

In particolare, il presente bilancio semestrale consolidato abbreviato è stato predisposto in applicazione del Regolamento (CE) 1606/2002 del 19 luglio 2002, in conformità ai principi contabili internazionali Ifrs emessi dall'International Accounting standard board (Iasb) e omologati dalla Commissione Europea, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D.Lgs. 38/2005. Per Ifrs si intendono anche gli International accounting standards (Ias) tuttora in vigore, i documenti interpretativi emessi dall'International financial reporting standards interpretation commitee (Ifrs Ic) e dal precedente Standing interpretation commitee (Sic).

Gli amministratori hanno valutato l'applicabilità del presupposto della continuità aziendale nella redazione del bilancio semestrale consolidato abbreviato, concludendo che tale presupposto è adeguato in quanto è stata verificata l'insussistenza di indicatori di carattere finanziario, gestionale o di altro genere che potessero segnalare criticità circa la capacità del Gruppo di far fronte alle proprie obbligazioni nel prevedibile futuro e in particolare nei prossimi 12 mesi.

Sono state predisposte le informazioni obbligatorie ritenute sufficienti a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale-finanziaria del Gruppo, nonché del risultato economico. Le informazioni relative all'attività del Gruppo sono illustrate ai capitoli 1.02 e 1.03 della relazione sulla gestione. Gli eventi successivi alla chiusura del periodo sono riportati al termine del presente paragrafo.

Il principio generale adottato nella predisposizione del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato è quello del costo, a eccezione delle attività e passività (inclusi gli strumenti finanziari derivati) per le quali è richiesta la valutazione a fair value.

I dati del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato sono comparabili con i medesimi del precedente esercizio, salvo quando diversamente indicato nelle note a commento delle singole voci. Nel confronto delle singole voci di conto economico e situazione patrimoniale-finanziaria occorre tenere anche in considerazione le variazioni dell'area di consolidamento riportate nel seguito nello specifico paragrafo.

Il presente bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2025 è stato predisposto dal Consiglio di Amministrazione e dallo stesso approvato nella seduta del 30 luglio 2025. Lo stesso è assoggettato a revisione contabile limitata da parte della società KPMG Spa.

Contenuto e forma del bilancio

Il presente bilancio semestrale consolidato abbreviato è costituito da:

• schemi primari di bilancio; sono i medesimi già adottati per il bilancio consolidato al 31 dicembre 2024 e presentano le seguenti caratteristiche:
  • – il prospetto di conto economico contiene le voci analizzate per natura. Si ritiene che tale esposizione, seguita anche dai principali operatori del settore e in linea con la prassi internazionale, sia quella che meglio rappresenta i risultati aziendali;
  • – il conto economico complessivo, presentato in un documento separato, distingue fra componenti riclassificabili e non riclassificabili a conto economico;
  • – lo schema della situazione patrimoniale-finanziaria espone distintamente attività correnti e non correnti e passività correnti e non correnti, con la descrizione nelle note di commento per ciascuna voce di attività e passività degli importi che ci si aspetta di recuperare o regolare entro o oltre i 12 mesi dalla data di riferimento del bilancio consolidato;
  • – il rendiconto finanziario consolidato presenta i flussi finanziari dell'attività operativa, di investimento e di finanziamento. I flussi dell'attività operativa sono rappresentati attraverso il metodo indiretto, per mezzo del quale il risultato d'esercizio è rettificato dagli effetti delle operazioni di natura non monetaria, da qualsiasi differimento o accantonamento di precedenti o futuri incassi o pagamenti operativi, e da elementi di ricavi connessi con i flussi finanziari derivanti dall'attività di investimento o di finanziamento;
  • – il prospetto delle variazioni di patrimonio netto espone, oltre alle componenti del conto economico complessivo, anche le operazioni avvenute con i soci;
• note esplicative.

Già nel bilancio al 31 dicembre 2024, al quale si rimanda per maggiori dettagli, il management ha adottato alcune modifiche per garantire una migliore rappresentazione e comparabilità, che hanno impattato sia il prospetto di conto economico sia la situazione patrimoniale-finanziaria. Nel presente bilancio semestrale consolidato abbreviato, in continuità con l'esercizio rendicontato al 31 dicembre 2024, gli schemi di conto economico del periodo di confronto al 30 giugno 2024 sono stati riesposti al fine di rendere comparabili i valori dei due semestri. Si segnala, a tal proposito, che le modifiche relative ai valori al 30 giugno 2024 non sono ritenute rilevanti per la dimensione economica del Gruppo.

Negli schemi di bilancio sono separatamente indicati gli eventuali costi e i ricavi di natura non ricorrente. Si precisa che, con riferimento alla delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006 in merito agli schemi di bilancio, sono stati inseriti specifici schemi supplementari di conto economico, situazione patrimoniale-finanziaria e rendiconto finanziario con evidenza dei rapporti più significativi con parti correlate, al fine di non alterare la leggibilità complessiva degli schemi di bilancio, anch'essi modificati come descritto in precedenza.

Gli schemi di bilancio e i dati inseriti nelle note esplicative sono tutti espressi in milioni di euro con un decimale tranne quando diversamente indicato.

Area di consolidamento

Il bilancio consolidato al 30 giugno 2025 include i bilanci della capogruppo Hera Spa e quelli delle società controllate. Il controllo è ottenuto quando la società controllante ha il potere di influenzare i rendimenti della partecipata, ovvero quando, per il tramite di diritti correntemente validi, detiene la capacità di dirigere le attività rilevanti della stessa. Le attività a controllo congiunto (joint operation), nella forma di veicoli societari, sono rilevate in modo proporzionale alla quota di partecipazione del Gruppo. Le partecipazioni in joint venture, nelle quali il Gruppo esercita un controllo congiunto con altri soci, e le società sulle quali viene esercitata un'influenza notevole sono consolidate con il metodo del patrimonio netto. Sono escluse dal consolidamento e valutate al fair value le imprese controllate e collegate la cui entità alla data di bilancio risulta irrilevante per la dimensione economica e patrimoniale del Gruppo. Tali partecipate sono riportate alla nota 25 nella voce "Altre partecipazioni".

I principali tassi di cambio utilizzati per la conversione in euro dei valori delle società estere sono stati i seguenti:

	1° SEMESTRE 2025	30 GIU-25	31-DIC-24	31-DIC-24	1° SEMESTRE 2024	30 GIU-24
	Medio	Puntuale	Medio	Puntuale	Medio	Puntuale
Lev bulgaro	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558
Zloty polacco	4,2313	4,2423	4,3058	4,2750	4,3169	4,3090

Variazione dell'area di consolidamento

Nel corso del primo semestre dell'esercizio 2025 l'area di consolidamento è variata rispetto al 31 dicembre 2024 unicamente in relazione all'acquisizione del ramo "Gurit" da parte della società controllata Aliplast Spa. Nello specifico, si tratta di un complesso dei beni organizzati per l'esercizio delle attività di selezione e riciclaggio delle plastiche svolte presso il sito industriale di Carmignano di Brenta (Pd).

Variazione dell'interessenza partecipativa

In data 27 aprile 2025 la società Herambiente Servizi Industriali Srl ha ceduto lo 0,4% delle azioni della società A.C.R. di Reggiani Albertino Spa ai due soci minoritari, con conseguente passaggio della partecipazione dal 60% al 59,6%.

La differenza tra l'ammontare a rettifica della partecipazione di minoranza e il fair value del corrispettivo incassato è stata rilevata direttamente nel patrimonio netto e attribuito ai soci della Controllante.

Altre operazioni societarie

Il 13 gennaio 2025 è stata costituita la newco CircularYard Srl partecipata da Herambiente Servizi Industriali Srl al 55%, A.C.R. di Reggiani Albertino Spa al 5% e Fincantieri Spa al 40%. La parternship, nata in seguito al memorandum d'intesa firmato a luglio 2024, si propone di gestire le tonnellate di scarti industriali prodotte da

Fincantieri ma anche di realizzare un nuovo sistema integrato di gestione dei rifiuti. La società al 30 giugno 2025 non è operativa e, di conseguenza, è stata rilevata tra gli investimenti in "Altre partecipazioni".

In data 28 febbraio 2025 Hera Spa ha costituito HERAcquamodena Srl, società nella quale è stato conferito con efficacia 1° luglio 2025 il ramo d'azienda afferente al Sistema idrico integrato del territorio modenese. L'operazione rientra nell'ambito dell'accordo quadro con Aimag Spa, la sottoscrizione del quale ha avviato un progetto di parternship industriale. Nello specifico, Hera Spa aumenterà la propria partecipazione in Aimag Spa fino ad ottenere il controllo, attraverso un aumento di capitale sociale di Aimag Spa da liberarsi mediante conferimento in natura da parte di Hera Spa di una partecipazione pari a circa il 45% di HERAcquamodena Srl. Il completamento dell'operazione, soggetta a tutte le comunicazioni e approvazioni da parte delle autorità ed enti competenti, è previsto nel corso del secondo semestre 2025.

La società neocostituita non è ancora operativa al 30 giugno 2025 e, di conseguenza, è stata rilevata tra gli investimenti in "Altre partecipazioni".

In data 7 maggio 2025 Hera Servizi Energia Spa ha costituito ElettraCHP Srl, società che ha per oggetto la conduzione e la manutenzione degli impianti di trigenerazione e della centrale elettrica del cliente Elettra Sincrotrone Trieste Scpa. La società al 30 giugno 2025 non è ancora operativa e, di conseguenza, è stata rilevata tra gli investimenti in "Altre partecipazioni". A seguito della costituzione della società è stata avviata la messa in liquidazione della società di scopo Tri-generazione Scarl, che rappresentava il precedente gestore del cliente Elettra Sincrotrone Trieste Scpa.

Stime e valutazioni significative

La predisposizione del bilancio consolidato e delle relative note richiede l'uso di stime e valutazioni da parte degli amministratori, con effetto sui valori di bilancio, basate su dati storici e sulle aspettative di eventi che ragionevolmente si verificheranno in base alle informazioni conosciute. Tali stime, per definizione, approssimano quelli che saranno i dati a consuntivo. Sono pertanto di seguito indicate le principali aree caratterizzate da valutazioni e assunzioni, che potrebbero comportare variazioni nei valori delle attività e passività entro 12 mesi.

Rilevazione dei ricavi

I ricavi per la vendita di energia elettrica, gas e acqua sono riconosciuti e contabilizzati al momento dell'erogazione solo se si è ritenuto probabile che verrà incassato il corrispettivo. Essi comprendono lo stanziamento per le prestazioni effettuate, intervenute tra la data dell'ultima lettura e il termine del semestre, ma non ancora fatturate. Tale stanziamento si basa su stime del consumo giornaliero del cliente, fondate sul suo profilo storico, rettificato per riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori che possono influire sui consumi oggetto di stima.

Accantonamenti a fondo svalutazione crediti

Tali accantonamenti sono stati effettuati adottando le medesime procedure dei precedenti esercizi. Il modello di gestione del credito del Gruppo consente di determinare in maniera analitica la differente rischiosità associabile all'esigibilità dei crediti sin dal loro sorgere e progressivamente in funzione della loro crescente anzianità. Questa operatività consente di ridurre la concentrazione e l'esposizione ai rischi del credito, sia del segmento clienti business sia del segmento domestico. Relativamente ai crediti riguardanti i piccoli clienti vengono effettuati stanziamenti al fondo svalutazione sulla base di analisi predittive circa l'ammontare dei probabili futuri incassi, prendendo in considerazione l'anzianità del credito, il tipo di azioni di recupero intraprese e lo status del creditore. Periodicamente, inoltre, vengono effettuate analisi sulle posizioni creditizie ancora aperte individuando eventuali criticità e qualora risultino parzialmente, o del tutto, inesigibili si procede a una congrua svalutazione.

Accantonamenti a fondi

Tali accantonamenti sono stati effettuati adottando le medesime procedure dei precedenti esercizi, facendo riferimento a comunicazioni aggiornate dei legali e dei consulenti che seguono le vertenze, nonché sulla base degli sviluppi procedurali delle stesse oltre che agli aggiornamenti delle ipotesi sugli esborsi futuri da sostenersi per oneri post-mortem delle discariche, a seguito della revisione di perizie di stima effettuate anche da consulenti esterni.

Ammortamenti

Gli ammortamenti sono calcolati in base alla vita utile del bene. La vita utile è determinata dalla direzione aziendale al momento dell'iscrizione del bene nel bilancio; le valutazioni circa la durata della vita utile si basano sull'esperienza storica, sulle condizioni di mercato e sulle aspettative di eventi futuri che potrebbero incidere sulla vita utile stessa, compresi i cambiamenti tecnologici. Di conseguenza è possibile che la vita utile effettiva possa differire dalla vita utile stimata.

Impairment test

Il Gruppo effettua almeno una volta all'anno l'analisi del valore recuperabile degli asset (incluso l'avviamento) e delle partecipazioni (non di controllo) in società che detengono asset di generazione di energia termo-elettrica per il tramite di impairment test. Tale test si basa su calcoli del valore in uso che richiedono l'utilizzo di stime dettagliate. In assenza di trigger event (circostanza quest'ultima verificata con riferimento al primo semestre 2025), gli asset sono assoggettati a test di impairment al termine dell'esercizio.

Attività per imposte differite

La contabilizzazione delle attività per imposte differite è effettuata sulla base delle aspettative di un imponibile fiscale negli esercizi futuri. La valutazione degli imponibili attesi ai fini della contabilizzazione delle imposte anticipate dipende da fattori che possono variare nel tempo e determinare effetti significativi sulla recuperabilità delle attività per imposte differite.

Determinazione del fair value e processo di valutazione

Il fair value degli strumenti finanziari, sia su tassi di interesse che su tassi di cambio, è desunto da quotazioni di mercato. In assenza di prezzi quotati in mercati attivi si utilizza il metodo dell'attualizzazione dei flussi di cassa futuri prendendo a riferimento parametri osservabili sul mercato. I fair value dei contratti su commodity sono determinati utilizzando input direttamente osservabili sul mercato laddove disponibili. La metodologia di calcolo del fair value degli strumenti in oggetto include la valutazione del non-performance risk se ritenuta rilevante. Tutti i contatti derivati stipulati dal Gruppo sono in essere con primarie controparti istituzionali.

Gerarchia del fair value

Gli strumenti finanziari valutati al fair value sono classificati in una gerarchia di tre livelli sulla base delle modalità di determinazione del fair value stesso, ovvero con riferimento ai fattori utilizzati nel processo di determinazione del valore:

• livello 1, strumenti finanziari il cui fair value è determinato sulla base di un prezzo quotato in un mercato attivo;
• livello 2, strumenti finanziari il cui fair value è determinato mediante tecniche di valutazione che utilizzano parametri osservabili direttamente o indirettamente sul mercato. Sono classificati in questa categoria gli strumenti valutati sulla base di curve forward di mercato e i contratti differenziali a breve termine;
• livello 3, strumenti finanziari il cui fair value è determinato con tecniche di valutazione che prendono a riferimento parametri non osservabili sul mercato, ovvero facendo esclusivamente ricorso a stime interne.

Si segnala, inoltre, che taluni processi valutativi, in particolare quelli più complessi quali la determinazione di eventuali perdite di valore di attività non correnti, sono generalmente effettuati in modo completo solo in sede di redazione del bilancio annuale, salvo i casi in cui vi siano indicatori di impairment che richiedono una immediata valutazione di eventuali perdite di valore.

Eventi successivi al bilancio intermedio

Con data di efficacia 1° luglio 2025, A.C.R. di Reggiani Albertino Spa ha acquisito da Gerotto Federico Srl il ramo d'azienda Gerotto Ear, specializzato nella bonifica e rigenerazione di siti contaminati in presenza di ambienti complessi e a rischio, mediante l'utilizzo di macchinari robotizzati ad alta tecnologia e di un know-how esclusivo nel panorama nazionale. L'operazione rappresenta un passo importante nella strategia di crescita del Gruppo, che mira a potenziare le proprie competenze tecniche, espandersi nel nord-est e offrire soluzioni integrate ai clienti. L'operazione rafforza anche la partnership commerciale fra le due realtà, con focus sui settori petrolchimico, depurazione e industria del cemento, oltre che su attività susseguenti a eventi calamitosi e sul pronto intervento.

Il giorno 2 luglio 2025 Herambiente Spa, società del Gruppo Hera, ha acquisito dal socio di minoranza Rogroup Srl l'intera partecipazione dallo stesso detenuta in Aliplast Spa, pari al 20% del capitale sociale, venendo così a detenere il 100% della società. La transazione conclude il percorso di integrazione nel Gruppo, avviato nel gennaio del 2017, con l'acquisto di una prima tranche pari al 40% e di una seconda pari a un ulteriore 40% nel dicembre dello stesso anno. L'operazione è avvenuta mediante l'esercizio dell'opzione di vendita detenuta dal socio di minoranza, così come stabilito dagli accordi contrattuali sottoscritti tra le parti. Di conseguenza l'esborso finanziario era già pienamente riflesso nella posizione finanziaria netta del Gruppo Hera.

Il giorno 22 luglio 2025 Herambiente Servizi Industriali Srl ha acquistato il 100% del capitale sociale di Ambiente Energia Srl da Manifattura Lane Gaetano Marzotto & Figli Spa. La società è attiva nel trattamento dei rifiuti liquidi industriali attraverso l'impianto sito in Schio (Vi). Il closing conclude il percorso avviato nei mesi precedenti con la stipula dell'accordo vincolante fra le due società. L'operazione si inserisce nella strategia di crescita del Gruppo Hera nell'area ambiente definita dal piano industriale al 2028, che vede nelle integrazioni verticali un'importante leva per l'ulteriore allargamento e diversificazione della base impiantistica, con positivi impatti su profittabilità e quote di mercato. In particolare, Ambiente Energia Srl estenderà l'offerta di global waste management del Gruppo in una delle aree più produttive e dinamiche del Paese, dove il Gruppo Hera è già radicato con diverse realtà industriali acquisite negli esercizi precedenti.

2.02.02 - Performance operativa e finanziaria

Nella relazione sulla gestione ai paragrafi 1.02 e 1.03 viene riportata un'analisi dell'andamento gestionale del periodo, anche per area di business, alla quale si rimanda per un'analisi specifica delle variazioni intervenute nelle principali voci di ricavi e costi operativi, nonché della gestione finanziaria nel suo complesso.

La ripartizione delle voci economiche più rilevanti per settore di attività è riportata nella sezione "Informativa per settori operativi" all'interno del paragrafo 2.02.10 "Altre informazioni".

1 Ricavi

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Ricavi delle vendite e delle prestazioni	6.748,9	5.711,7	1.037,2
Variazioni dei lavori in corso e semilavorati	37,3	4,8	32,5
Totale	6.786,2	5.716,5	1.069,7

I ricavi sono principalmente realizzati nel territorio nazionale, a eccezione dell'attività di commercializzazione all'ingrosso del gas naturale e dell'energia elettrica avente una valenza internazionale.

"Ricavi delle vendite e prestazioni", l'incremento rispetto al medesimo periodo dell'esercizio precedente è principalmente attribuibile ai business energy, la cui variazione è dovuta alla combinazione dei seguenti effetti:

• aumento dei prezzi medi delle commodity energetiche;
• minori volumi di vendita ai clienti finali del gas metano per effetto della riduzione della base clienti;
• incremento dei volumi intermediati sui mercati all'ingrosso del gas metano, parzialmente compensato dal decremento sul mercato all'ingrosso dell'energia elettrica;
• incremento dei volumi derivanti dal business della vendita di energia elettrica dovuti, in particolare, all'avvio sia del servizio elettrico a tutele graduali, servito dal Gruppo a far data dal 1° luglio 2024, sia delle nuove gare della salvaguardia per il biennio 2025-2026.

Inoltre, sul valore dei ricavi energy del primo semestre 2025 influiscono in maniera positiva l'incremento degli oneri di sistema e delle componenti di distribuzione (comunque invarianti sui risultati del Gruppo) e in maniera negativa il decremento dei ricavi per i servizi di efficientamento energetico, in particolare relativi a interventi sui condomini.

Per quanto concerne le altre attività gestite dal Gruppo, si segnala un incremento dei ricavi per i servizi a rete che hanno beneficiato delle rivisitazioni di alcune componenti tariffarie, della maggiore Rab degli asset regolati e del recepimento di aumenti inflattivi per i business energy, in un contesto di decremento del Wacc regolatorio nell'ambito della distribuzione del gas e dell'energia elettrica. Si segnala inoltre l'aumento dei ricavi per i business dell'ambiente grazie allo sviluppo nel mercato della rigenerazione della plastica, dei servizi prestati a clienti industriali e dei maggiori servizi integrativi effettuati nell'ambito della raccolta urbana.

Come esposto al paragrafo 2.02.01 "Introduzione", al fine di una migliore rappresentazione delle dinamiche economiche e patrimoniali del Gruppo, già al 31 dicembre 2024 sono state introdotte alcune riclassifiche all'interno degli schemi di bilancio. In particolare, si segnala che la voce "Ricavi delle vendite e delle prestazioni" accoglie per entrambi i periodi la riclassifica del valore delle "Commesse a lungo termine" che al 30 giugno 2024 erano esposte nel rigo "Altri Ricavi operativi", ora ridenominato "Altri proventi". Tale voce, pari a 241,7 milioni di euro al 30 giugno 2025 (179,7 milioni di euro al 30 giugno 2024), comprende i ricavi generati dalla costruzione, o miglioramento, delle infrastrutture detenute in concessione in applicazione del modello contabile dell'attività immateriale previsto per i servizi pubblici in concessione.

"Variazione dei lavori in corso e semilavorati", accoglie l'effetto economico dell'esercizio delle variazioni dei lavori conto terzi, determinati sulla base della percentuale di stato avanzamento lavori. La variazione rispetto al periodo di confronto riflette principalmente la riduzione nel corso del primo semestre dell'anno 2024 delle attività incentivate sui servizi per il risparmio energetico negli edifici abitativi, tipicamente condomini, in seguito alle restrizioni normative introdotte dal Governo.

I ricavi verso parti correlate sono illustrati nel paragrafo 2.03.01 "Conto economico ai sensi della delibera Consob 15519/2006".

2 Altri proventi

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Certificati bianchi	16,7	20,1	(3,4)
Quote contributi in conto impianti	9,5	6,8	2,7
Contributi in conto esercizio	7,3	6,9	0,4
Plusvalenze da cessione assets	1,0	1,5	(0,5)
Altri proventi	43,7	32,9	10,8
Totale	78,2	68,2	10,0

"Certificati bianchi", rappresentano i ricavi calcolati sulla base degli obiettivi di efficienza energetica assegnati alle società di distribuzione gas ed energia elettrica stabiliti dal Gse e regolati nei confronti della Cassa per i servizi energetici e ambientali. La variazione rispetto al precedente esercizio, a sostanziale parità del contributo tariffario riconosciuto, è dovuta alla diminuzione dell'obbligo assegnato per l'anno 2025 alle società di distribuzione del Gruppo, parzialmente compensata dai maggiori ricavi in relazione al meccanismo di riscatto di titoli virtuali utilizzati negli esercizi precedenti per ottemperare agli obblighi.

"Altri proventi" accolgono, tra gli altri, recuperi spese per 10 milioni di euro (9,6 milioni di euro al 30 giugno 2024) e rimborsi assicurativi per 4,8 milioni di euro (1,8 milioni di euro al 30 giugno 2024).

Come già detto alla nota 1 "Ricavi", il prospetto di conto economico pubblicato per il primo semestre 2024 accoglieva la voce "Commesse a lungo termine" nel rigo "Altri ricavi operativi" (ora ridenominato "Altri proventi"). Tale voce è stata esposta già al 31 dicembre 2024 tra i ricavi delle vendite e prestazioni.

3 Materie prime e materiali

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Materie prime	3.801,2	2.788,4	1.012,8
Materie plastiche	33,6	29,9	3,7
Certificati ambientali	27,5	40,8	(13,3)
Materiali di manutenzione e vari	117,2	121,3	(4,1)
Oneri e proventi da derivati	(9,5)	(7,2)	(2,3)
Totale	3.970,0	2.973,2	996,8

"Materie prime", al netto della variazione delle scorte e delle svalutazioni appostate, includono principalmente gli approvvigionamenti di gas metano, energia elettrica e acqua destinati alla vendita. In via residuale, includono anche gli approvvigionamenti di gas metano ed energia elettrica per alimentare gli impianti produttivi del Gruppo, oltre che gli acquisti di combustibili e lubrificanti per la gestione delle flotte. L'incremento del periodo, in analogia con quanto illustrato nella Nota 1 "Ricavi", è dovuto all'aumento dei prezzi di approvvigionamento delle commodity energetiche, dei volumi venduti ai clienti finali dell'energia elettrica e dei volumi intermediati del gas, effetti parzialmente compensati dalla riduzione dei volumi venduti ai clienti finali del gas e dei volumi intermediati nel business dell'energia elettrica.

"Certificati ambientali", il decremento rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è sostanzialmente relativo alla minore numerosità di operazioni di compravendita di certificati grigi del portafoglio di negoziazione e alla minore valorizzazione degli impegni di acquisto di certificati di origine dell'energia elettrica proveniente da fonti rinnovabili in relazione a contratti sottoscritti con clienti finali.

"Oneri e proventi da derivati", accolgono gli effetti dei derivati su commodity, come riportato alla nota 27 "Strumenti derivati" a cui si rimanda per un'analisi su natura e andamento.

4 Costi per servizi

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Vettoriamento e stoccaggio	958,0	908,2	49,8
Spese per lavori e manutenzioni	292,3	246,0	46,3
Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti	291,0	277,7	13,3
Servizi informativi ed elaborazione dati	45,7	45,8	(0,1)
Servizi tecnici	31,8	54,8	(23,0)
Canoni corrisposti a enti locali	35,2	32,7	2,5
Prestazioni professionali	27,4	33,9	(6,5)
Costi per servizi diversi	135,0	128,5	6,5
Totale	1.816,4	1.727,6	88,8

"Vettoriamento e stoccaggio", la variazione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è principalmente attribuibile:

• ai maggiori costi di distribuzione dell'energia elettrica principalmente attribuibili all'aumento dei volumi venduti e della clientela servita, solo parzialmente compensati dal decremento dei costi di distribuzione del gas metano;
• ai maggiori oneri di sistema relativi ai business del gas e dell'energia elettrica;
• ai minori costi di stoccaggio e trasporto del gas metano per effetto sia dei minori volumi gestiti sia delle minori tariffe unitarie del primo semestre 2025.

"Spese per lavori e manutenzioni", la variazione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è principalmente dovuta all'aumento delle attività di costruzione, o miglioramento, delle infrastrutture detenute in concessione, in particolare riferibili al business del ciclo idrico.

"Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti", la variazione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è riconducibile principalmente:

• all'attivazione di servizi integrativi e progetti finalizzati all'ottenimento di una maggiore raccolta differenziata che comportano anche un incremento dei ricavi del periodo;
• ai maggiori costi di trasporto e trattamento rifiuti, riconducibili principalmente ai maggiori volumi gestiti nel primo semestre 2025.

"Servizi tecnici" e "Prestazioni professionali", la variazione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è dovuta principalmente alla riduzione delle prestazioni tecniche e delle attività di gestione documentale relative ai lavori di efficientamento energetico di edifici abitativi. In particolare, nel primo semestre 2024 erano stati consuntivati i costi relativi alla conclusione delle pratiche amministrative dei lavori superbonus 110% effettuati nel corso dell'esercizio 2023.

"Costi per servizi diversi", accolgono in particolare provvigioni e altri costi relativi ad agenti, commissioni bancarie e servizi assicurativi, questi ultimi in aumento di 4,4 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Si segnala, inoltre, che all'interno della voce "Costi per servizi diversi" sono iscritti i canoni relativi a leasing a breve termine e di modesto valore.

5 Costi del personale

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Salari e stipendi	259,4	244,9	14,5
Oneri sociali	82,4	77,5	4,9
Altri costi	19,0	18,8	0,2
Totale	360,8	341,2	19,6

Il numero medio e puntuale dei dipendenti per periodo, suddiviso per categorie, è il seguente:

	MEDIO			PUNTUALE
	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Dirigenti	157	156	1	153	153	‐
Quadri	609	592	17	603	590	13
Impiegati	5.854	5.697	157	5.874	5.718	156
Operai	3.780	3.648	132	3.811	3.671	140
Totale	10.400	10.093	307	10.441	10.132	309

Il costo del lavoro medio pro capite nel semestre 2025, in incremento rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente, è il seguente:

MIGLIAIA DI EURO	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Costo del lavoro medio pro capite	34,7	33,8	0,9

L'incremento dei costi del personale rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è principalmente riconducibile:

• all'aumento del numero medio di dipendenti in forza, anche per effetto delle acquisizioni realizzate nel corso del secondo semestre 2024;
• alle variazioni retributive previste dai contratti collettivi nazionali di lavoro.

6 Altre spese operative

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Tributi, canoni e imposte diverse da quelle sul reddito	13,1	13,3	(0,2)
Canoni verso Enti Istituzionali	7,8	7,6	0,2
Minusvalenze da cessioni e dismissioni di asset	4,1	4,7	(0,6)
Altri oneri	17,9	14,9	3,0
Totale	42,9	40,5	2,4

"Altri oneri", l'incremento rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è imputabile principalmente alle penali regolatorie introdotte nel corso del 2024 dall'Arera in relazione all'attività di distribuzione del gas metano e dell'energia elettrica.

7 Costi capitalizzati

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Incrementi delle immobilizzazioni per lavori interni	47,4	30,5	16,9

L'incremento rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è riconducibile principalmente all'attività di costruzione della nuova linea del termovalorizzatore di Padova, all'estensione delle reti di teleriscaldamento e alla realizzazione di impianti fotovoltaici. Si tratta, in particolare, di progetti già iniziati negli esercizi precedenti e proseguiti a pieno regime nel corso del primo semestre dell'esercizio 2025.

8 Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Ammortamenti e svalutazioni	280,5	266,4	14,1
Accantonamenti netti	58,0	81,2	(23,2)
Totale	338,5	347,6	(9,1)

"Ammortamenti e svalutazioni", accolgono al 30 giugno 2025 ammortamenti relativi a immobili, impianti e macchinari, diritti d'uso e attività immateriali.

Di seguito il dettaglio della voce "Accantonamenti netti":

	NOTE	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Accantonamenti a fondo svalutazione crediti	31	40,7	53,7	(13,0)
Accantonamenti a fondi rischi e oneri	29	19,8	28,1	(8,3)
Disaccantonamenti	29, 31	(2,5)	(0,6)	(1,9)
Totale		58,0	81,2	(23,2)

I disaccantonamenti comprendono lo stralcio di fondi per il venir meno del rischio sottostante.

9 Proventi finanziari

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Clienti	25,8	17,5	8,3
Attualizzazione crediti efficientamento energetico	18,1	17,4	0,7
Interessi bancari	17,3	15,7	1,6
Proventi da valutazione a fair value di attività e passività finanziarie	0,7	12,7	(12,0)
Proventi da derivati	‐	2,9	(2,9)
Altri proventi finanziari	14,4	13,0	1,4
Totale	76,3	79,2	(2,9)

"Clienti", accolgono principalmente interessi di mora attribuibili ai business di vendita gas ed energia elettrica, in particolar modo nei mercati di ultima istanza. La variazione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è riconducibile ai maggiori volumi venduti per il business dell'energia elettrica, in particolare nel mercato della salvaguardia per effetto dell'aggiudicazione delle nuove gare per il biennio 2025-2026.

"Proventi da valutazione a fair value di attività e passività finanziarie", accolgono gli effetti positivi derivanti dall'aggiornamento delle stime delle passività iscritte a bilancio negli esercizi precedenti in relazione a operazioni straordinarie di acquisizione. Al 30 giugno 2024 la voce accoglieva l'effetto delle rettifiche di valutazione, in applicazione della copertura del fair value, di un prestito obbligazionario in valuta che è stato rimborsato nel secondo semestre dell'esercizio 2024.

"Altri proventi finanziari", la voce comprende le seguenti fattispecie:

	NOTE	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Dividendi		7,0	7,9	(0,9)
Attualizzazione crediti finanziari non correnti	18	3,1	2,9	0,2
Altri		4,3	2,2	2,1
Totale		14,4	13,0	1,4

10 Oneri finanziari

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Oneri da prestiti obbligazionari e finanziamenti	68,0	60,3	7,7
Oneri da factoring e cessione crediti fiscali	15,5	62,3	(46,8)
Valutazione al costo ammortizzato di passività finanziarie	14,2	16,2	(2,0)
Attualizzazione fondi	9,6	10,9	(1,3)
Attualizzazione opzioni e corrispettivi su partecipazioni	5,5	5,7	(0,2)
Oneri da derivati	‐	17,7	(17,7)
Oneri da valutazione a fair value di attività e passività finanziarie	(1,3)	(35,8)	34,5
Altri oneri finanziari	4,0	3,8	0,2
Totale	115,5	141,1	(25,6)

"Oneri da prestiti obbligazionari e finanziamenti", la variazione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è correlata alla maggiore esposizione media a medio-lungo termine verso il sistema finanziario e ai maggiori tassi di interesse relativi ai nuovi bond e ai nuovi finanziamenti rispetto agli strumenti rimborsati nel secondo semestre 2024.

"Oneri da factoring e cessioni crediti fiscali", la voce si compone delle seguenti fattispecie:

	NOTE	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Cessione crediti commerciali e altri crediti operativi		13,6	26,6	(13,0)
Cessione crediti d'imposta	35	1,9	35,7	(33,8)
Totale		15,5	62,3	(46,8)

• Cessione crediti commerciali e altri crediti operativi, la variazione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è riconducibile alla riduzione dei volumi delle operazioni di cessione;

• Cessione crediti d'imposta, si riduce per effetto del minore ammontare di crediti fiscali ceduti al sistema bancario nel corso del primo semestre 2025 rispetto all'ammontare significativo del primo semestre dell'esercizio di confronto. Tale onere è compensato sui risultati di periodo del Gruppo dalla chiusura della posizione valutativa iscritta in sede di prima rilevazione, come riportato al commento "Oneri da valutazione a fair value di attività e passività finanziarie".

"Attualizzazione fondi", la voce si compone delle seguenti fattispecie:

	NOTE	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Post mortem discariche	29	7,5	7,0	0,5
Trattamento di fine rapporto e altri benefici ai dipendenti	28	1,1	1,4	(0,3)
Ripristino beni di terzi	29	0,9	2,4	(1,5)
Smantellamento impianti	29	0,1	0,1	‐
Totale		9,6	10,9	(1,3)

"Oneri da valutazione a fair value di attività e passività finanziarie", la voce si riferisce ai crediti fiscali da efficientamento energetico e nello specifico al reversal della posizione valutativa aperta negli esercizi precedenti, avvenuta a seguito delle operazioni di cessione di crediti d'imposta effettuate nel primo semestre 2025, i cui oneri sono invece classificati nella voce "Oneri da factoring e cessioni crediti fiscali", generando, come già detto in precedenza, un effetto sostanzialmente compensativo sui risultati del periodo. La variazione è dovuta alle minori cessioni effettuate nel periodo e al minore ammontare dei crediti da sconto in fattura assoggettati a valutazione per effetto delle restrizioni introdotto dal Governo nel corso dell'esercizio 2024.

RF GIU/25

"Altri oneri finanziari", di natura residuale, la voce si compone delle seguenti fattispecie:

	NOTE	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Leasing	22	1,4	1,4	‐
Scoperti bancari a breve		1,4	0,8	0,6
Altri oneri		1,2	1,6	(0,4)
Totale		4,0	3,8	0,2

11 Quota di utili (perdite) di joint venture e società collegate

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Quota di risultato netto joint venture	1,3	1,1	0,2
Quota di risultato netto società collegate	5,9	5,3	0,6
Totale	7,2	6,4	0,8

Le quote di utili e perdite di joint venture e società collegate comprendono gli effetti generati dalla valutazione con il metodo del patrimonio netto delle società rientranti nell'area di consolidamento, il cui dettaglio è riportato alla nota 25 "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e Altre partecipazioni".

2.02.03 - Fiscalità

12 Imposte

La composizione della voce per natura è la seguente:

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024	VAR.
Ires e imposta sostitutiva	81,1	71,7	9,4
Irap	20,7	20,6	0,1
Totale	101,8	92,3	9,5
Utile prima delle imposte	351,2	329,6	21,6
Tax rate	29,0%	28,0%

La variazione del tax rate rispetto al periodo di confronto è riconducibile principalmente alla rilevazione al 30 giugno 2024 del beneficio sulle imposte Ires e Irap derivante dall'affrancamento dei maggiori valori originatesi in seguito ad acquisizioni di partecipazioni di controllo e altre operazioni straordinarie realizzate negli esercizi precedenti.

13 Attività e passività per imposte correnti

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Crediti per imposte sul reddito	37,6	30,5	7,1
Credito per rimborso Ires	0,8	0,8	‐
Totale attività per imposte correnti	38,4	31,3	7,1
Debiti per imposte sul reddito	124,4	48,2	76,2
Totale passività per imposte correnti	124,4	48,2	76,2

"Crediti per imposte sul reddito", si riferiscono principalmente all'eccedenza dei saldi per imposte dirette Ires e Irap dell'esercizio precedente non ancora utilizzati in compensazione e degli acconti versati nel periodo per imposte dirette da parte di alcune società del Gruppo.

"Debiti per imposte sul reddito", includono principalmente le imposte Ires e Irap stanziate per competenza sul reddito prodotto nel primo semestre dell'esercizio in corso, oltre al debito per imposte dell'esercizio precedente ancora da versare all'Erario.

14 Attività e passività per imposte differite

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Attività per imposte anticipate	467,6	468,9	(1,3)
Compensazione fiscalità differita	(122,9)	(126,4)	3,5
Crediti per imposta sostitutiva	0,3	0,4	(0,1)
Totale attività per imposte differite nette	345,0	342,9	2,1
Passività per imposte differite	269,8	271,2	(1,4)
Compensazione fiscalità differita	(122,9)	(126,4)	3,5
Totale passività per imposte differite nette	146,9	144,8	2,1

Le Attività e passività per imposte differite sono compensate laddove vi sia un diritto legalmente esercitabile di compensare le attività fiscali correnti con le passività fiscali correnti corrispondenti.

2.02.04 - Struttura patrimoniale e finanziaria

Patrimonio Netto

15 Patrimonio netto del Gruppo

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Capitale sociale (valore nominale)	1.489,5	1.489,5	‐
Riserva azioni proprie	(22,4)	(48,0)	25,6
Oneri aumento capitale sociale	(0,7)	(0,7)	‐
Capitale sociale	1.466,4	1.440,8	25,6
Riserva legale	159,5	146,1	13,4
Altre riserve	1.960,6	1.699,2	261,4
Componenti di conto economico complessivo (OCI)	(35,9)	(40,2)	4,3
Riserva per operazioni su azioni proprie	16,6	(60,3)	76,9
Riserve	2.100,8	1.744,8	356,0
Utile (perdita) del periodo	229,3	494,5	(265,2)
Totale	3.796,5	3.680,1	116,4

Il capitale sociale al 30 giugno 2025 è costituito da 1.489.538.745 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro cadauna e risulta interamente versato. Il numero delle azioni proprie detenute dal Gruppo al 30 giugno 2025 è pari a 22.492.438 (48.042.438 al 31 dicembre 2024).

La voce Riserva legale della capogruppo Hera Spa si incrementa per effetto della destinazione della quota parte prevista per legge del risultato dell'esercizio precedente, deliberata dall'Assemblea dei Soci in sede di approvazione del bilancio al 31 dicembre 2024.

Rispetto al 31 dicembre 2024, il patrimonio netto di Gruppo presenta un incremento netto dovuto principalmente:

• all'utile di periodo di competenza del Gruppo per 229,3 milioni di euro;
• alla distribuzione di dividendi per 220,1 milioni di euro;
• alle operazioni effettuate sulle azioni proprie nel corso del primo semestre 2025 che hanno comportato una variazione positiva per 102,5 milioni di euro, in seguito allo smobilizzo da parte del Gruppo di risorse finanziarie al fine di sostenere gli investimenti operativi del periodo;
• alla variazione delle altre componenti di conto economico complessivo per 4,3 milioni di euro positivi.

16 Interessenze di minoranza

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Capitale e riserve	280,6	270,5	10,1
Altre componenti di conto economico complessivo (OCI)	(2,6)	(5,1)	2,5
Utile (perdita) dell'esercizio	20,1	41,4	(21,3)
Totale	298,1	306,8	(8,7)

La voce è costituita principalmente dalle quote dei soci di minoranza del Gruppo Herambiente e del Gruppo Marche Multiservizi Spa. La variazione, a fronte di un risultato di periodo di 20,1 milioni di euro, è riconducibile ai dividendi corrisposti ai soci di minoranza per 31,7 milioni di euro e alla riduzione delle componenti negative di conto economico complessivo per 2,5 milioni di euro.

Prospetto di raccordo

Si riporta di seguito il prospetto di raccordo fra il bilancio separato della Capogruppo e il bilancio consolidato per il primo semestre 2025 e il 31 dicembre 2024.

	30-GIU-25	31-DIC-24
	RISULTATO NETTO	PATRIMONIO NETTO	PATRIMONIO NETTO
Saldi come da bilancio del periodo della Capogruppo	270,1	2.799,2	2.641,1
Eccedenza dei patrimoni netti (compreso il risultato di periodo) rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate	(27,8)	562,9	849,9
Rettifiche di consolidamento :
valutazione a patrimonio netto di imprese iscritte nel bilancio separato al costo	1,5	47,2	45,7
differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile	(10,9)	404,0	157,1
eliminazione effetti operazioni infragruppo	(3,6)	(16,8)	(13,7)
Totale	229,3	3.796,5	3.680,1
Attribuzione interessenza di terzi	20,1	298,1	306,8
Saldi come da bilancio consolidato	249,4	4.094,6	3.986,9

17 Utile per azione

	1° SEMESTRE 2025	1° SEMESTRE 2024
Utile (perdita) del periodo attribuibile ai possessori di azioni ordinarie dell'entità Capogruppo (A)	229,3	218,4
Numero medio ponderato delle azioni in circolazione ai fini del calcolo dell'utile (perdita) per azioni
base (B)	1.459.985.534	1.441.403.645
diluito (C)	1.459.985.534	1.441.403.645
Utile (perdita) per azione (in euro)
base (A/B)	0,157	0,152
diluito (A/C)	0,157	0,152

L'utile base per azione è calcolato relativamente al risultato economico attribuibile ai possessori di strumenti ordinari di capitale dell'entità Capogruppo. L'utile diluito per azione è pari a quello base in quanto non esistono altre categorie di azioni diverse da quelle ordinarie e non esistono strumenti convertibili in azioni.

Alla data di redazione del presente bilancio consolidato, il capitale sociale della capogruppo Hera Spa risulta composto da 1.489.538.745 azioni ordinarie, invariate rispetto al 31 dicembre 2024, utilizzate nella determinazione dell'utile per azione di base e diluito.

Indebitamento finanziario netto

Di seguito è presentato l'indebitamento finanziario predisposto conformemente all'Orientamento 39, emanato il 4 marzo 2021 dall'Esma, così come recepito da Consob con la comunicazione 5/2021 del 29 aprile 2021. Il Gruppo monitora le proprie performance finanziarie anche tramite l'indicatore Indebitamento finanziario netto che aggiunge allo schema normativo i crediti finanziari non correnti.

		NOTE	30-GIU-25	31-DIC-24
A	Disponibilità liquide	18	1.289,9	1.315,6
B	Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	18	‐	‐
C	Altre attività finanziarie correnti	18	158,8	23,1
D	Liquidità (A+B+C)		1.448,7	1.338,7
E	Debito finanziario corrente	19	(368,5)	(777,0)
F	Parte corrente del debito finanziario non corrente	19, 22	(464,2)	(474,1)
G	Indebitamento finanziario corrente (E+F)		(832,7)	(1.251,1)
H	Indebitamento finanziario corrente netto (G+D)		616,0	87,6
I	Debito finanziario non corrente	19, 22	(799,3)	(808,0)
J	Strumenti di debito	19	(3.904,5)	(3.401,3)
K	Debiti commerciali e altri debiti non correnti		‐	‐
L	Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K)		(4.703,8)	(4.209,3)
M	Totale indebitamento finanziario (H+L) Orientamenti Esma 32 - 382 - 1138		(4.087,8)	(4.121,7)
	Crediti finanziari non correnti	18	160,7	158,0
	Indebitamento finanziario netto		(3.927,1)	(3.963,7)

Per lo schema di indebitamento finanziario con parti correlate si rimanda al paragrafo 2.03.04.

Di seguito si riporta l'analisi delle voci di bilancio che rientrano nella determinazione dell'indebitamento finanziario netto, a eccezione, laddove presenti, delle attività e passività finanziarie relative agli strumenti finanziari derivati su tassi dettagliate alla nota 27 "Strumenti derivati" e delle passività per leasing esposte alla nota 22 "Diritti d'uso e passività per leasing".

18 Attività finanziarie, disponibilità liquide e mezzi equivalenti

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Crediti per servizi di costruzione	112,1	102,2	9,9
Crediti per finanziamenti	10,0	15,6	(5,6)
Titoli in portafoglio	2,0	2,0	‐
Crediti finanziari diversi	36,6	38,2	(1,6)
Totale attività finanziarie non correnti	160,7	158,0	2,7
Crediti per finanziamenti	37,7	4,7	33,0
Crediti finanziari diversi	121,1	18,4	102,7
Totale attività finanziarie correnti	158,8	23,1	135,7
Totale disponibilità liquide	1.289,9	1.315,6	(25,7)
Totale attività finanziarie e disponibilità liquide	1.609,4	1.496,7	112,7

"Crediti per servizi di costruzione" sono rilevati nei confronti dei comuni per servizi di costruzione di impianti di pubblica illuminazione in conformità al modello dell'attività finanziaria previsto dall'interpretazione Ifric 12.

"Crediti per finanziamenti" comprende finanziamenti, regolati a tassi di mercato, concessi alle seguenti società:

	30-GIU-25			31-DIC-24
	QUOTA NON CORRENTE	QUOTA CORRENTE	TOTALE	QUOTA NON CORRENTE	QUOTA CORRENTE	TOTALE
Aimag Spa	‐	30,0	30,0	-	-	-
Aloe SpA	‐	‐	‐	3,8	0,8	4,6
Set Spa	3,7	3,5	7,2	5,4	3,5	8,9
Tamarete Energia Srl	‐	1,6	1,6	‐	‐	‐
Altre minori	6,3	2,6	8,9	6,4	0,4	6,8
Totale	10,0	37,7	47,7	15,6	4,7	20,3

La variazione rispetto all'esercizio precedente è riconducibile principalmente al finanziamento concesso nel corso del primo semestre 2025 alla società collegata Aimag Spa, operazione che si inserisce all'interno del percorso di partnership industriale tra i gruppi.

"Crediti finanziari diversi", riguardano le seguenti controparti:

30-GIU-25			31-DIC-24
QUOTA NON CORRENTE	QUOTA CORRENTE	TOTALE	QUOTA NON CORRENTE	QUOTA CORRENTE	TOTALE
13,5	‐	13,5	13,5	‐	13,5
12,7	‐	12,7	12,7	‐	12,7
7,3	1,7	9,0	9,0	1,6	10,6
‐	6,1	6,1	‐	‐	‐
‐	4,6	4,6	‐	5,4	5,4
2,6	‐	2,6	2,6	‐	2,6
0,5	108,7	109,2	0,4	11,4	11,8
36,6	121,1	157,7	38,2	18,4	56,6

• Data market exchange, accoglie gli acconti relativi a contratti di scambio di energia elettrica e gas conclusi sulle piattaforme Eex e Ice, che prevedono la regolazione giornaliera dei differenziali di fair value non realizzati. La variazione rispetto all'esercizio precedente, per il quale la posta risultava a debito, è dovuta alla dinamica dei prezzi delle commodity, alle posizioni sottoscritte nel periodo e ai contratti realizzati nel semestre;
• Altri crediti finanziari accolgono principalmente:
  • – anticipo versato alla fine del mese di giugno 2025 per l'acquisto di crediti d'imposta da un istituto finanziario, per 85,2 milioni di euro. Tale operazione è stata finalizzata e ha acquisito efficacia nel corso del mese di luglio in sede di accettazione dei crediti sul cassetto fiscale della Capogruppo;
  • – interessi attivi relativi alle operazioni di impiego delle disponibilità liquide, che saranno incassati successivamente al 30 giugno 2025, per circa 14 milioni di euro.

"Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" sono rappresentati da depositi bancari e postali per a 1.289,8 milioni di euro (1.315,6 milioni di euro al 31 dicembre 2024). Per meglio comprendere la variazione dell'ammontare delle disponibilità liquide si rinvia allo schema di rendiconto finanziario.

19 Passività finanziarie

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Prestiti obbligazionari e finanziamenti	4.603,3	4.113,3	490,0
Opzione di vendita soci di minoranza	40,1	39,6	0,5
Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo e corrispettivi potenziali	1,3	1,4	(0,1)
Altri debiti finanziari	0,3	0,3	‐
Totale passività finanziarie non correnti	4.645,0	4.154,6	490,4
Prestiti obbligazionari e finanziamenti	448,5	450,0	(1,5)
Scoperti di conto corrente e interessi passivi	109,3	151,9	(42,6)
Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo e corrispettivi potenziali	21,5	20,8	0,7
Opzione di vendita soci di minoranza	‐	251,2	(251,2)
Altri debiti finanziari	229,2	352,8	(123,6)
Totale passività finanziarie correnti	808,5	1.226,7	(418,2)
Totale passività finanziarie	5.453,5	5.381,3	72,2

"Prestiti obbligazionari e finanziamenti", nella quota non corrente si movimentano principalmente per l'effetto dell'emissione del quarto Green bond del Gruppo. Il nuovo bond, quotato sui mercati regolamentati delle borse irlandese, lussemburghese e italiana, ha un valore nominale di 500 milioni di euro, durata di 6,5 anni e cedola nominale del 3,25%. Nel corso del primo semestre è stato, inoltre, sottoscritto un finanziamento da parte di una società controllata del Gruppo per 20 milioni di euro, di cui 17,1 milioni di euro iscritti nella quota non corrente.

La voce comprende, infine, il valore dell'opzione di vendita, pari a 53,8 milioni di euro, correlata alla partecipazione di minoranza del 3% di Ascopiave Spa in Hera Comm Spa che, per effetto delle disposizioni contrattuali, è classificata come finanziamento e valutata secondo il metodo del costo ammortizzato. Tale debito, del valore nominale di 54 milioni di euro, si incrementa per effetto della componente finanziaria valutativa e si decrementa per i dividendi corrisposti:

	VALORE INIZIALE	ONERI FINANZIARI	FLUSSI CORRISPOSTI	VALORE FINALE
1° Semestre 2024	55,3	1,6	(2,7)	54,2
1° Semestre 2025	55,8	1,6	(3,6)	53,8

La quota corrente di "Prestiti obbligazionari e finanziamenti" accoglie le quote scadenti entro l'esercizio successivo dei debiti a medio e lungo termine. Rispetto al 31 dicembre 2024 si evidenzia il rimborso di un prestito obbligazionario per un valore nominale di 15 milioni di euro.

Si evidenziano di seguito le principali condizioni dei prestiti obbligazionari in essere al 30 giugno 2025:

PRESTITI OBBLIGAZIONARI	DURATA (ANNI)	SCADENZA	VALORE NOMINALE (MLN)	CEDOLA	TASSO ANNUALE
Sustainability linked bond	12.5	25-apr-2034	500 Eur	Fissa, annuale	1,00%
Sustainability linked bond	10	20-apr-2033	600 Eur	Fissa, annuale	4,25%
Green Bond	6.5	15-lug-2031	500 Eur	Fissa, annuale	3,25%
Green Bond	7	25-mag-2029	500 Eur	Fissa, annuale	2,5%
Bond	10	14-ott-2026	325,44 Eur	Fissa, annuale	0,875%
Bond	10	03-dic-2030	500 Eur	Fissa, annuale	0,25%
Bond*	15/20	14-mag-2027/2032	102,5 Eur	Fissa, annuale	5,25%
Green Bond	8	05-lug-2027	357,2 Eur	Fissa, annuale	0,875%
Bond	15	29-gen-2028	599,02 Eur	Fissa, annuale	5,20%

* Strumento non quotato

Al 30 giugno 2025 i prestiti obbligazionari in essere presentano un valore nominale di 3.984,2 milioni di euro (3.499,1 milioni di euro al 31 dicembre 2024), un valore di iscrizione al costo ammortizzato di 3.904,7 milioni di euro (3.414,4 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e un fair value di 3.865,5 milioni di euro (3.382,2 al 31 dicembre 2024) determinato dalle quotazioni di mercato ove disponibili.

64 GRUPPO HERA #RF GIU/25

Su alcuni finanziamenti sono presenti covenant che prevedono il rispetto del limite di corporate rating, il quale deve essere valutato, anche solo da parte di un'agenzia di rating, non al di sotto del livello di Investment grade (BBB-). Alla data attuale tale parametro risulta rispettato.

"Scoperti di conto corrente e interessi passivi", accolgono principalmente i debiti per le sottoscrizioni di prestiti a breve termine, nella forma di hot money, per 62 milioni di euro (75 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e interessi passivi di competenza del periodo non ancora corrisposti alla data del 30 giugno 2025 per 41,6 milioni di euro (71,7 milioni di euro al 31 dicembre 2024).

"Opzione di vendita soci di minoranza", accoglie la valutazione a fair value delle opzioni di vendita attribuite, con specifici istituti contrattuali, ai soci di minoranza sulle proprie quote partecipative.

Di seguito è riportata la movimentazione dell'esercizio, confrontata con il medesimo periodo dell'esercizio precedente:

	VALORE INIZIALE	ACQUISIZIONI	ONERI FINANZIARI	FLUSSI CORRISPOSTI	VARIAZIONI IPOTESI	VALORE FINALE
30-GIU-24
Equity value	281,9		4,8	‐	‐	286,8
Dividendi futuri	45,9		0,8	(9,0)	‐	37,7
Totale	327,8		5,6	(9,0)	‐	324,4
30-GIU-25
Equity value	262,6		4,7	(234,1)	(0,1)	33,1
Dividendi futuri	28,2		0,8	(22,0)	-	7,0
Totale	290,8		5,5	(256,1)	(0,1)	40,1

Con riferimento alla movimentazione intervenuta nel primo semestre 2025, si segnala che sono state corrisposte ad Ascopiave Spa, socio di minoranza di EstEnergy Spa sia le somme contrattualizzate in relazione all'esercizio dell'opzione di vendita in suo possesso, per 234,1 milioni di euro, sia i dividendi di sua pertinenza, per 22 milioni di euro. Il versamento da parte del Gruppo di tali importi ha comportato la realizzazione della condizione sospensiva al trasferimento delle azioni residue in possesso di Ascopiave Spa, pari al 25% del capitale sociale di EstEnergy Spa, come previsto dall'atto stipulato dalle parti nel corso del dicembre 2024. Di conseguenza, al 30 giugno 2025 la percentuale giuridica di possesso del Gruppo Hera è pari al 100% del capitale di EstEnergy Spa.

"Altri debiti finanziari", riguardano principalmente:

	30-GIU-25			31-DIC-24
	QUOTA NON CORRENTE	QUOTA CORRENTE	TOTALE	QUOTA NON CORRENTE	QUOTA CORRENTE	TOTALE
Factoring	‐	180,1	180,1	‐	332,8	332,8
Cassa servizi energetici e ambientali	‐	25,9	25,9	‐	5,7	5,7
Cassa pensioni comunali Trieste	‐	0,7	0,7	‐	1,2	1,2
Data market exchange	‐	‐	‐	‐	0,4	0,4
Altri minori	0,3	22,5	22,8	0,3	12,7	13,0
Totale	0,3	229,2	229,5	0,3	352,8	353,1

• Factoring, accoglie principalmente gli incassi ancora da trasferire a fine esercizio agli istituti finanziari, in relazione a crediti oggetto di cessioni pro-soluto per i quali il Gruppo ha mantenuto l'attività di riscossione per conto delle società di factor. Il decremento rispetto all'esercizio precedente riflette principalmente il minore ricorso a operazione di cessione grazie alla migliore gestione del capitale circolante netto nel corso del primo semestre 2025;
• Cassa per i servizi energetici e ambientali (Csea), accoglie principalmente gli incassi da retrocedere in quanto già anticipati dalla Csea in relazione alle rendicontazioni effettuate dal Gruppo per le attività svolte sui mercati di vendita di gas ed energia elettrica soggetti a gara;
• Altri minori, accoglie principalmente i debiti verso l'Erario relativamente all'incasso del canone Rai addebitato ai clienti nella bolletta elettrica dalle società di vendita del Gruppo per 14,9 milioni di euro (3,5 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e il debito verso la collegata ASM SET Srl per la gestione della tesoreria centralizzata per 2,3 milioni di euro (3,7 milioni di euro al 31 dicembre 2024).

FLUSSI

Sono riportate di seguito le passività finanziarie distinte per natura al 30 giugno 2025, con indicazione delle fasce di scadenza:

TIPOLOGIA	30-GIU-25	QUOTA ENTRO ESERCIZIO	QUOTA ENTRO 2° ANNO	QUOTA ENTRO 5° ANNO	QUOTA OLTRE 5° ANNO
Prestiti obbligazionari	3.904,7	‐	378,8	1.408,5	2.117,4
Finanziamenti	1.147,1	448,5	111,1	179,1	408,4
Opzioni di vendita soci di minoranza	40,1	‐	‐	40,1	‐
Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo e corrispettivi potenziali	22,8	21,5	0,3	1,0	‐
Altri debiti finanziari	229,5	229,2	0,1	0,1	0,1
Scoperti di conto corrente e interessi passivi	109,3	109,3	‐	‐	‐
Totale	5.453,5	808,5	490,3	1.628,8	2.525,9

20 Flussi monetari dell'attività di finanziamento

Variazione delle passività finanziarie

Di seguito si riportano le informazioni sulle variazioni delle passività finanziarie intercorse nel primo semestre 2025, distinte tra flussi monetari e flussi non monetari.

TIPOLOGIA		30-GIU-25 31-DIC-24	VAR. (A)		MONETARI (F)=(A)- [(B)+(C)+ (D)+(E)]
				ACQUISIZIONI CESSIONI (B)	COMPONENTI ECONOMICHE VALUTATIVE (C)	VARIAZIONI FAIR VALUE (D)	ALTRE VARIAZIONI (E)
Passività finanziarie non correnti	4.645,0	4.154,6	490,4	‐	14,5	‐	(41,2)	517,1
Passività finanziarie correnti	808,5	1.226,7	(418,2)	1,5	5,2	(0,7)	(255,6)	(168,6)
Flussi relativi a passività finanziarie	5.453,5	5.381,3	72,2	1,5	19,7	(0,7)	(296,8)	348,5
di cui
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine								517,1
Rimborsi di debiti finanziari non correnti								‐
Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari								(168,6)
Passività per leasing	83,0	79,1	3,9	2,8	‐	‐	12,8	(11,7)
Passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento	5.536,5	5.460,4	76,1	4,3	19,7	(0,7)	(284,0)	336,8

"Acquisizioni e cessioni" accolgono gli effetti derivanti dalle operazioni di acquisizione del controllo effettuate nel corso del primo semestre 2025.

"Componenti economiche valutative" si riferiscono a:

• oneri da valutazione al costo ammortizzato di bond e finanziamenti per 14,2 milioni di euro, come riportato alla nota 10 "Oneri finanziari";
• oneri da attualizzazione correlati alle opzioni di vendita delle partecipazioni di minoranza e agli earn-out contrattualizzati in sede di acquisizione del controllo di imprese e rami aziendali, per 5,5 milioni di euro, come riportato alla nota 10 "Oneri finanziari".

"Altre variazioni", accolgono gli effetti dovuti principalmente a:

• importi corrisposti ad Ascopiave Spa, socio di minoranza di EstEnergy Spa per l'esercizio dell'opzione put in suo possesso, come riportato alla nota 19 "Passività finanziarie", per 234,1 milioni di euro, in quanto il relativo esborso è esposto all'interno dei flussi relativi all'acquisto di quote di partecipazioni in imprese consolidate;
• interessi passivi di competenza dell'esercizio precedente corrisposti nel primo semestre 2025 al netto degli interessi di competenza del primo semestre 2025 non ancora pagati, per 30,1 milioni di euro, in quanto il flusso di cassa degli interessi passivi è ricompreso all'interno dei flussi monetari dell'attività operativa;
• pagamento dei dividendi ai soci di minoranza con i quali il Gruppo, al momento dell'acquisizione del controllo, ha contrattualizzato delle opzioni di vendita, per 22 milioni di euro. Nello schema di rendiconto finanziario il relativo flusso di cassa è classificato tra i dividendi pagati, pur essendo rappresentato contabilmente come una variazione della passività finanziaria già iscritta;
• iscrizione dei debiti relativi ai contratti di leasing sottoscritti nell'esercizio e rimisurazione del debito dei contratti in essere generata da un aggiornamento delle ipotesi sottostanti circa le opzioni di rinnovo, acquisto o recesso anticipato, come riportato alla nota 22 "Diritti d'uso e passività per leasing";
• rilevazione, in applicazione del costo ammortizzato, della rettifica iniziale del valore nominale del prestito obbligazionario emesso nel periodo per complessivi 7,1 milioni di euro, al fine di rappresentare i costi correlati all'emissione come flussi di cassa distinti.

Incasso da cessione quote azionarie senza perdita di controllo

Il valore si riferisce all'importo incassato in relazione alla cessione ai soci di minoranza dello 0,4% del capitale sociale della controllata A.C.R. di Reggiani Albertino Spa.

Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate

Il valore si riferisce all'importo pagato in relazione all'esercizio dell'opzione di vendita in possesso della società Ascopiave Spa, socio di minoranza di EstEnergy Spa, come riportato alla nota 19 "Passività finanziarie".

Dividendi pagati ad azionisti Hera e interessenze di minoranza

Il valore si riferisce ai dividendi pagati nel corso del primo semestre a:

• soci della Capogruppo per 216,3 milioni di euro;
• soci di minoranza per 33,2 milioni di euro, di cui 22 milioni di euro corrisposti ai soci di minoranza nei confronti dei quali il Gruppo ha rilevato negli esercizi precedenti debiti per opzioni di vendita, come commentato precedentemente.

Si segnala, infine, che non sono presenti nel primo semestre 2025 flussi non monetari dovuti a differenze cambio.

2.02.05 - Attività di investimento

21 Immobili, impianti e macchinari

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Terreni e fabbricati	654,7	663,3	(8,6)
Impianti e macchinari	1.085,6	1.126,9	(41,3)
Altri beni mobili	113,2	114,6	(1,4)
Immobilizzazioni in corso	329,5	254,2	75,3
Totale asset operativi	2.183,0	2.159,0	24,0
Investimenti immobiliari	1,7	1,7	‐
Totale	2.184,7	2.160,7	24,0

RF GIU/25 67

Le immobilizzazioni materiali sono esposte al netto del relativo fondo ammortamento e presentano la seguente composizione e variazione:

	VALORE INIZIALE NETTO	INVESTIMENTI	DISINVESTIMENTI	AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI	CONSOLIDAMENTO DELL'AREA DI VARIAZIONE	ALTRE VARIAZIONI	VALORE FINALE NETTO	DI CUI VALORE FINALE LORDO	AMMORTAMENTO DI CUI FONDO
30-GIU-24
Terreni e fabbricati	635,7	1,6	(0,5)	(10,5)	‐	0,9	627,2	957,3	(330,1)
Impianti e macchinari	1.067,9	8,1	(1,8)	(63,5)	‐	24,7	1.035,4	3.178,2	(2.142,8)
Altri beni mobili	107,7	5,4	(0,2)	(12,4)	‐	4,5	105,0	487,2	(382,2)
Immobilizzazioni in corso	246,1	83,8	‐	‐	‐	(31,7)	298,2	298,2	‐
Totale	2.057,4	98,9	(2,5)	(86,4)	‐	(1,6)	2.065,8	4.920,9	(2.855,1)
30-GIU-25
Terreni e fabbricati	663,3	1,6	(0,1)	(10,5)	‐	0,4	654,7	1.015,8	(361,1)
Impianti e macchinari	1.126,9	10,8	(1,7)	(67,4)	1,0	16,0	1.085,6	3.320,7	(2.235,1)
Altri beni mobili	114,6	7,1	(0,4)	(13,0)	‐	4,9	113,2	515,5	(402,3)
Immobilizzazioni in corso	254,2	97,9	‐	‐	‐	(22,6)	329,5	329,5	‐
Totale	2.159,0	117,4	(2,2)	(90,9)	1,0	(1,3)	2.183,0	5.181,5	(2.998,5)

Di seguito sono commentate la composizione e le variazioni, laddove significative, all'interno delle diverse categorie, mentre per un commento di dettaglio degli investimenti realizzati nel periodo si rimanda al paragrafo 1.03 "Analisi per aree strategiche d'affari" della relazione sulla gestione. Le immobilizzazioni acquisite in sede di business combination, laddove presenti, sono separatamente indentificate nella movimentazione e classificate come "Variazione dell'area di consolidamento".

"Terreni e fabbricati", sono costituiti per 124,1 milioni di euro da terreni e per 530,6 milioni di euro da fabbricati. Trattasi in via prevalente di siti di proprietà che accolgono gli impianti produttivi del Gruppo.

"Impianti e macchinari", accolgono principalmente le reti di distribuzione e gli impianti relativi ai business non rientranti in regime di concessione, quali il teleriscaldamento, la distribuzione di energia elettrica sul territorio di Modena, lo smaltimento e il trattamento rifiuti, oltre agli impianti di produzione delle materie plastiche. I principali investimenti del primo semestre 2025 riguardano le attività di trattamento rifiuti per un ammontare di 9,4 milioni di euro.

"Altri beni mobili", comprendono in via prevalente, con riferimento ai business non ancora andati a gara per l'affidamento del servizio, attrezzature e cassonetti per la raccolta rifiuti per 65,3 milioni di euro e automezzi per 47,9 milioni di euro.

"Immobilizzazioni in corso", sono costituite principalmente dagli investimenti in via di realizzazione per impianti di trattamento rifiuti per 149,6 milioni di euro, per attività di ampliamento e manutenzione straordinaria delle sedi del Gruppo per 39 milioni di euro, oltre che per lo sviluppo della rete del teleriscaldamento per 38 milioni di euro. Gli investimenti del periodo sono da attribuire principalmente alla realizzazione di nuovi assets nel business dello smaltimento e trattamento rifiuti per 40,7 milioni di euro, del teleriscaldamento per 12 milioni di euro e della distribuzione dell'energia elettrica per 10,8 milioni di euro.

Nelle "Altre variazioni" sono rappresentate le riclassifiche dalle immobilizzazioni in corso alle specifiche categorie per i cespiti entrati in funzione nel corso del periodo ed eventuali riclassifiche da diritti d'uso e da/a immobilizzazioni immateriali, specie in presenza di beni oggetto di attività in concessione.

RF GIU/25

22 Diritti d'uso e passività per leasing

Le tabelle seguenti riportano la composizione dei diritti d'uso (esposti al netto del relativo fondo ammortamento) e le passività per leasing, nonché la relativa movimentazione. I contratti acquisiti in sede di business combination sono separatamente identificati nella movimentazione e classificati come "Variazione dell'area di consolidamento". Sono inoltre riportati nella colonna "Nuovi contratti e modifiche contrattuali" i leasing sottoscritti nel corso del periodo, nonché l'aggiornamento delle ipotesi sottostanti circa le opzioni di rinnovo, acquisto o recesso anticipato dei contratti esistenti.

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Diritti d'uso di terreni e fabbricati	58,3	52,1	6,2
Diritti d'uso di impianti e macchinari	5,4	5,4	‐
Diritti d'uso di altri beni mobili	25,3	26,7	(1,4)
Totale	89,0	84,2	4,8

	VALORE INIZIALE NETTO	NUOVI CONTRATTI CONTRATTUALI E MODIFICHE	DECREMENTI	AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI	CONSOLIDAMENTO DELL'AREA DI VARIAZIONE	ALTRE VARIAZIONI	VALORE FINALE NETTO	DI CUI VALORE FINALE LORDO	AMMORTAMENTO DI CUI FONDO
30-GIU-24
Diritti d'uso di terreni e fabbricati	59,1	1,2	‐	(4,3)	‐	‐	56,0	104,6	(48,6)
Diritti d'uso di impianti e macchinari	6,4	‐	‐	(0,6)	‐	(0,1)	5,7	12,3	(6,6)
Diritti d'uso di altri beni mobili	25,1	2,4	‐	(4,9)	‐	(0,4)	22,2	43,1	(20,9)
Totale	90,6	3,6	‐	(9,8)	‐	(0,5)	83,9	160,0	(76,1)
30-GIU-25
Diritti d'uso di terreni e fabbricati	52,1	8,0	‐	(4,5)	2,7	‐	58,3	112,2	(53,9)
Diritti d'uso di impianti e macchinari	5,4	0,7	‐	(0,7)	‐	‐	5,4	13,0	(7,6)
Diritti d'uso di altri beni mobili	26,7	4,1	‐	(5,2)	0,1	(0,4)	25,3	48,1	(22,8)
Totale	84,2	12,8	‐	(10,4)	2,8	(0,4)	89,0	173,3	(84,3)

"Diritti d'uso di terreni e fabbricati", costituiti per 47,5 milioni di euro da diritti d'uso relativi a fabbricati e per i residui 10,8 milioni di euro da diritti d'uso relativi a terreni. I diritti d'uso dei fabbricati si riferiscono principalmente a contratti aventi a oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative, agli uffici e agli sportelli clienti.

"Diritti d'uso di impianti e macchinari" fanno riferimento a contratti aventi a oggetto impianti di depurazione e di compostaggio.

"Diritti d'uso di altri beni mobili" si riferiscono in via prevalente a contratti sottoscritti per l'utilizzo di infrastrutture It (specialmente data center), automezzi operativi e autovetture.

La colonna "Altre variazioni" accoglie il valore residuo dei beni in leasing che sono stati oggetto di riscatto nel periodo e il cui valore è stato riclassificato tra gli immobili, impianti e macchinari per natura.

Le passività finanziarie presentano la seguente composizione e variazione, confrontate con l'esercizio precedente:

	VALORE INIZIALE NETTO	NUOVI CONTRATTI CONTRATTUALI E MODIFICHE	DECREMENTI	ONERI FINANZIARI	CONSOLIDAMENTO DELL'AREA DI VARIAZIONE	ALTRE VARIAZIONI	VALORE FINALE NETTO
30-GIU-24
Passività per leasing	81,3	3,5	(11,3)	1,4	‐	‐	74,9
di cui
passività non correnti	56,8						52,2
passività correnti	24,5						22,7
30-GIU-25
Passività per leasing	79,1	12,8	(13,1)	1,4	2,8	‐	83,0
di cui
passività non correnti	54,7						58,8
passività correnti	24,4						24,2

Nella tabella che segue sono riportate le passività per leasing distinte per fasce di scadenza:

TIPOLOGIA	TOTALE	QUOTA ENTRO ESERCIZIO	QUOTA ENTRO 2° ANNO	QUOTA ENTRO 5° ANNO	QUOTA OLTRE 5° ANNO
1° semestre 2024	74,9	22,7	13,4	22,4	16,4
1° semestre 2025	83,0	24,2	15,5	24,5	18,8

23 Attività immateriali

30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
121,8	103,8	18,0
82,5	88,5	(6,0)
3.460,9	3.480,0	(19,1)
587,4	443,4	144,0
552,1	571,9	(19,8)
139,7	134,7	5,0
117,6	123,5	(5,9)
5.062,0	4.945,8	116,2

RF GIU/25

Le attività immateriali sono esposte al netto del relativo fondo ammortamento e presentano la seguente composizione e variazione:

	VALORE INIZIALE NETTO	INVESTIMENTI	DISINVESTIMENTI	AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI	CONSOLIDAMENTO DELL'AREA DI VARIAZIONE	ALTRE VARIAZIONI	VALORE FINALE NETTO	DI CUI VALORE FINALE LORDO	AMMORTAMENTO DI CUI FONDO
30-GIU-24
Applicativi informatici	105,3	2,5	‐	(21,3)	‐	13,7	100,2	653,3	(553,1)
Concessioni e altri diritti di utilizzo	100,7	0,1	‐	(6,9)	‐	0,1	94,0	486,0	(392,0)
Servizi pubblici in concessione	3.315,7	22,4	(2,7)	(96,7)	‐	75,1	3.313,8	5.993,0	(2.679,2)
Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione	380,3	154,6	‐	‐	‐	(73,8)	461,1	461,1	‐
Liste clienti	605,6	‐	‐	(21,5)	‐	‐	584,1	808,9	(224,8)
Altre attività immateriali	119,4	39,8	‐	(23,8)	‐	‐	135,4	368,3	(232,9)
Attività immateriali in corso	92,6	26,1	‐	‐	‐	(13,0)	105,7	105,7	‐
Totale	4.719,6	245,5	(2,7)	(170,2)	‐	2,1	4.794,3	8.876,3	(4.082,0)
30-GIU-25
Applicativi informatici	103,8	1,0	‐	(24,3)	‐	41,3	121,8	726,1	(604,3)
Concessioni e altri diritti di utilizzo	88,5	0,1	‐	(6,3)	‐	0,2	82,5	486,7	(404,2)
Servizi pubblici in concessione	3.480,0	15,8	(2,2)	(101,8)	‐	69,1	3.460,9	6.323,8	(2.862,9)
Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione	443,4	213,0	(0,4)	‐	‐	(68,6)	587,4	587,4	‐
Liste clienti	571,9	‐	‐	(19,8)	‐	‐	552,1	820,3	(268,2)
Altre attività immateriali	134,7	30,5	‐	(27,0)	‐	1,5	139,7	428,7	(289,0)
Attività immateriali in corso	123,5	36,2	‐	‐	‐	(42,1)	117,6	117,6	‐
Totale	4.945,8	296,6	(2,6)	(179,2)	‐	1,4	5.062,0	9.490,6	(4.428,6)

Di seguito sono commentate la composizione e le variazioni, laddove significative, all'interno delle diverse categorie, mentre per un commento di dettaglio degli investimenti realizzati nel periodo si rimanda al paragrafo 1.03 "Analisi per aree strategiche d'affari" della relazione sulla gestione. Le attività immateriali acquisite in sede di business combination, laddove presenti, sono separatamente identificate nella movimentazione e classificate come "Variazione dell'area di consolidamento".

"Concessioni e altri diritti di utilizzo", sono costituiti principalmente da:

• autorizzazione relativa all'esercizio della discarica di Serravalle Pistoiese, pari a 42,7 milioni di euro, asset iscritto nell'ambito di un'operazione di business combination realizzata negli esercizi precedenti e ammortizzato sulla base delle tonnellate conferite;
• concessioni, pari a 23,6 milioni di euro, riferibili principalmente a diritti relativi alle attività di ciclo idrico integrato e distribuzione gas, classificati nelle attività immateriali anche anteriormente alla prima applicazione dell'interpretazione Ifric 12 "Accordi per servizi in concessione".

"Servizi pubblici in concessione", comprendono i beni relativi alle attività di distribuzione gas, distribuzione energia elettrica (territorio di Imola), ciclo idrico integrato, trattamento e illuminazione pubblica (salvo per questi ultimi quanto precisato nella nota 18 "Attività finanziarie, disponibilità liquide e mezzi equivalenti") oggetto di concessione da parte degli enti pubblici di riferimento.

"Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione", rappresentano gli investimenti, correlati alle medesime concessioni, che risultano ancora da ultimare alla data di fine del periodo e si riferiscono principalmente alle reti idriche per 391,4 milioni di euro e alle reti di distribuzione del gas per 127,8 milioni di euro. Gli investimenti del primo semestre 2025 hanno riguardato prevalentemente le reti idriche per 139 milioni di euro e le reti di distribuzione del gas per 44,7 milioni di euro.

"Altre attività immateriali", comprendono principalmente i costi incrementali sostenuti per l'ottenimento di nuovi contratti di vendita energy rappresentati esclusivamente da provvigioni.

"Attività immateriali in corso", sono costituite principalmente da progetti informatici non ancora ultimati alla data di bilancio.

Le "Altre variazioni" comprendono riclassifiche delle immobilizzazioni in corso alle rispettive categorie specifiche per i cespiti entrati in funzione nel corso del periodo e riclassifiche da/a immobilizzazioni materiali, specie in presenza di beni oggetto di attività in concessione.

24 Avviamento

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Avviamento	933,8	933,0	0,8

Nel corso del primo semestre 2025 il Gruppo ha effettuato l'acquisizione del ramo "Gurit", operazione che ha comportato l'iscrizione di un avviamento per 0,8 milioni di euro.

2.02.06 - Partecipazioni

25 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e Altre partecipazioni

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	128,6	127,3	1,3
Altre partecipazioni	50,9	47,3	3,6
Totale	179,5	174,6	4,9

Le variazioni rispetto al 31 dicembre 2024 delle società valutate con il metodo del patrimonio netto riflettono il recepimento degli utili e delle perdite pro-quota consuntivati dalle rispettive società (incluse le altre componenti di conto economico complessivo), nonché l'eventuale riduzione del valore per dividendi distribuiti e per svalutazioni a seguito di impairment test.

La movimentazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto risulta essere la seguente:

DISTRIBUITI DIVIDENDI	SVALUTAZIONI E VARIAZIONI ALTRE	VALORE FINALE
(1,4)	‐	18,2
‐	‐	22,7
(1,4)	‐	40,9
‐	‐	52,1
(2,2)	‐	27,4
(1,3)	‐	18,5
‐	‐	9,6
(3,5)	‐	107,6
(4,9)	‐	148,5

30-GIU-25
Società joint venture
Enomondo Srl	19,7	‐	0,7	(1,8)	‐	18,6
Set Spa	0,3	‐	0,6	‐	‐	0,9
Totale società joint venture	20,0	‐	1,3	(1,8)	‐	19,5
Società collegate
Aimag Spa	47,5	‐	1,1	‐	‐	48,6
Sgr Servizi Spa	30,3	‐	3,5	(2,7)	‐	31,1
ASM SET Srl	19,2	‐	0,8	(1,3)	(0,1)	18,6
SEA - Servizi Ecologici Ambientali Srl	10,3	‐	0,5	‐	‐	10,8
Totale società collegate	107,3	‐	5,9	(4,0)	(0,1)	109,1
Totale	127,3	‐	7,2	(5,8)	(0,1)	128,6

Nel corso del periodo non si segnalano riduzioni o ripristini di valore per le società rientranti nel perimetro di consolidamento.

Le altre partecipazioni in imprese non rientranti nell'area di consolidamento sono principalmente relative ad Ascopiave Spa per 35,0 milioni di euro (31,6 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e a Calenia Energia Spa per 4,8 milioni di euro (invariata rispetto al 31 dicembre 2024). Nel caso di partecipazioni aventi gerarchia 1 di fair value, l'adeguamento di valore, rilevato tra le componenti di conto economico complessivo, permette di allineare il valore di carico delle azioni alle quotazioni di mercato di fine periodo. Nel caso di partecipazioni aventi gerarchia 3, anche alla luce del valore non rilevante degli investimenti in portafoglio, la variazione del fair value non è risultata significativa al 30 giugno 2025.

26 Flussi monetari dell'attività di investimento

Investimenti in imprese controllate e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide

Si riporta nella tabella seguente il dettaglio degli esborsi di cassa e delle disponibilità liquide acquisite, laddove presenti, relativamente agli investimenti in imprese e rami aziendali effettuati nel periodo.

30-GIU-25	RAMO GURIT
Esborsi di cassa che hanno portato all'ottenimento del controllo	1,7
Disponibilità liquide acquisite	‐
Investimenti in imprese controllate e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide	1,7
Esborsi di cassa in altre partecipazioni	0,4
Investimenti in imprese controllate, rami aziendali e altre partecipazioni	2,1

Incremento/decremento di altre attività di investimento

Di seguito si riportano le informazioni sulle variazioni delle altre attività di investimento intercorse nel primo semestre dell'esercizio 2025, distinte tra flussi monetari e flussi non monetari.

TIPOLOGIA	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR. (A)		FLUSSI NON MONETARI	FLUSSI MONETARI (F)=[(B)+(C) +(D)+(E)]-(A)
				ACQUISIZIONI CESSIONI (B)	COMPONENTI ECONOMICHE VALUTATIVE (C)	VARIAZIONI FAIR VALUE (D)	ALTRE VARIAZIONI (E)
Attività finanziarie correnti e non correnti	319,5	181,1	138,4	‐	6,0	-	12,2	(120,2)

"Componenti economiche valutative" accolgono i proventi da attualizzazione di crediti finanziari non correnti per 3,1 milioni di euro come riportato alla nota 9 "Proventi finanziari" e gli effetti economici della rivalutazione di crediti finanziari relativi a finanziamenti concessi a società valutate a patrimonio netto e ad altre partecipazioni minori per 2,9 milioni di euro.

"Altre variazioni" accolgono principalmente la riclassifica relativa ai ratei per interessi attivi non ancora incassati alla data di bilancio al netto degli interessi di competenza dell'esercizio precedente incassati nel primo semestre 2025, per 12,1 milioni di euro, in quanto il flusso di cassa inerente agli interessi attivi è esposto all'interno dei flussi monetari dell'attività operativa.

2.02.07 - Derivati e strumenti assimilati

27 Strumenti derivati

	30-GIU-25			31-DIC-24			VARIAZIONE
	FAIR VALUE ATTIVITÀ	FAIR VALUE PASSIVITÀ	EFFETTO NETTO	FAIR VALUE ATTIVITÀ	FAIR VALUE PASSIVITÀ	EFFETTO NETTO	EFFETTO NETTO
Derivati su commodity
Portafoglio commerciale	132,2	135,1	(2,9)	161,1	160,9	0,2	(3,1)
Portafoglio trading	8,9	23,3	(14,4)	21,3	46,5	(25,2)	10,8
Totale derivati	141,1	158,4	(17,3)	182,4	207,4	(25,0)	7,7
di cui non correnti	-	‐		‐	‐
di cui correnti	141,1	158,4		182,4	207,4

Al 30 giugno 2025, il Gruppo non evidenza alcuna esposizione in relazione a derivati su tassi e cambi in quanto nel corso dell'esercizio precedente si sono conclusi, in seguito ai rimborsi dei finanziamenti sottostanti, gli effetti dei derivati designati come coperture di cash flow hedge e di fair value hedge.

Al 30 giugno 2025, i derivati su commodity, segregati all'interno di due differenti portafogli, commerciale e di trading, evidenziano un'esposizione netta negativa in miglioramento rispetto all'esercizio precedente, in particolare per il realizzo nel primo semestre di quota parte dei contratti del portafoglio di trading in essere al 31 dicembre 2024.

Derivati su tassi

Nel corso del secondo semestre dell'esercizio precedente sono andati in scadenza i derivati designati come coperture dei rischi di tasso e cambio e del fair value di passività finanziarie in valuta (fair value hedge), nella forma di Interest rate swap (Irs) e Cross currency swap (Ccs), in quanto correlati a un prestito obbligazionario denominato in yen giapponesi, rimborsato a scadenza ad agosto 2024.

Di seguito si riportano gli effetti sul conto economico del periodo precedente in relazione ai derivati su tassi e cambi sottoscritti a copertura di finanziamenti.

		30-GIU-25			30-GIU-24
TIPOLOGIA	GERARCHIA FAIR VALUE	PROVENTI	ONERI	EFFETTO NETTO	PROVENTI	ONERI	EFFETTO NETTO
Cash flow hedge	2	‐	‐	‐	0,3	‐	0,3
Fair value hedge	2	‐	‐	‐	2,6	(17,7)	(15,1)
Totale proventi (oneri)		‐	‐	‐	2,9	(17,7)	(14,8)

La ripartizione di proventi e oneri riferiti a derivati classificati come fair value hedge e relative passività sottostanti, rettificate per gli utili e le perdite attribuibili al rischio coperto, è riportata di seguito:

COPERTURE FAIR VALUE HEDGE		30-GIU-25	30-GIU-24
	PROVENTI	ONERI	EFFETTO NETTO	PROVENTI	ONERI	EFFETTO NETTO
Valutazione derivati	‐	‐	‐	‐	(12,7)	(12,7)
Accrued interest	‐	‐	‐	‐	(0,2)	(0,2)
Cash flow realizzati	‐	‐	‐	2,6	(4,8)	(2,2)
Effetto economico derivati fair value hedge	‐	‐	‐	2,6	(17,7)	(15,1)

SOTTOSTANTI COPERTI	30-GIU-25			30-GIU-24
	PROVENTI	ONERI	EFFETTO NETTO	PROVENTI	ONERI	EFFETTO NETTO
Valutazione passività finanziarie	‐	‐	‐	12,7	‐	12,7

Derivati su commodity

Portafoglio commerciale

Il portafoglio commerciale accoglie strumenti derivati o equiparabili, di natura finanziaria e fisica, su commodity, sottoscritti a copertura dei disallineamenti tra le formule di acquisto e vendita, che possono essere distinti nelle seguenti classi:

TIPOLOGIA			30-GIU-25			31-DIC-24
	GERARCHIA FAIR VALUE	NOZIONALE	FAIR VALUE ATTIVITÀ	FAIR VALUE PASSIVITÀ	NOZIONALE	FAIR VALUE ATTIVITÀ	FAIR VALUE PASSIVITÀ
Formule gas	3	31.660.176 MWh	118,8		14.977.245 MWh	136,5
Formule energia elettrica	2	1.906.057 MWh	13,4		1.646.775 MWh	24,2
Cambi	2		‐		24.328.000 Usd	0,4
Formule gas	3	32.026.843 MWh		121,7	15.545.353 MWh		143,6
Formule energia elettrica	2	1.653.230 MWh		12,3	1.450.939 MWh		17,1
Cambi	2	20.479.000 Usd		0,6			‐
Altre commodity	3	10.932 Ton		0,5	7.284 Ton		0,2
Totale fair value			132,2	135,1		161,1	160,9

EFFETTO NETTO A CONTO ECONOMICO		30-GIU-25		30-GIU-24
	CONTRATTI FISICI EQUIPARATI A DERIVATI	CONTRATTI DERIVATI FINANZIARI	EFFETTO NETTO	CONTRATTI FISICI EQUIPARATI A DERIVATI	CONTRATTI DERIVATI FINANZIARI	EFFETTO NETTO
Cash flow realizzati	(7,5)	(1,3)	(8,8)	28,2	3,7	31,9
Effetto economico derivati	(7,5)	(1,3)	(8,8)	28,2	3,7	31,9

Al 30 giugno 2025, i derivati su commodity del portafoglio commerciale evidenziano un'esposizione negativa per 2,9 milioni di euro, sostanzialmente allineata all'esercizio precedente. Il decremento del fair value attivo e passivo, in un contesto di maggiori nozionali sia per i contratti a formule gas sia per i contratti a formule elettrico, risente principalmente dell'andamento prospettico dei prezzi delle commodity energetiche.

L'effetto sul conto economico complessivo di questi strumenti può essere così scomposto:

COPERTURE COMMODITY PORTAFOGLIO COMMERCIALE		30-GIU-25		31-DIC-24
	COMPONENTI POSITIVE	COMPONENTI NEGATIVE	EFFETTO NETTO	COMPONENTI POSITIVE	COMPONENTI NEGATIVE	EFFETTO NETTO
Variazione flussi finanziari attesi	-	(11,9)	(11,9)	(1,2)	‐	(1,2)
Riserva trasferita a conto economico	604,9	(596,1)	8,8	1.055,7	(1.126,9)	(71,2)
Effetto conto economico complessivo derivati cash flow hedge	604,9	(608,0)	(3,1)	1.054,5	(1.126,9)	(72,4)

Le componenti iscritte a conto economico complessivo vengono riversate a conto economico in corrispondenza delle date di maturazione delle corrispondenti posizioni coperte.

L'effetto sul conto economico del realizzato dei contratti derivati o equiparabili, di natura fisica o finanziaria, può essere così scomposto:

REALIZZAZIONE PORTAFOGLIO COMMERCIALE	CONTRATTI EQUIPARATI A DERIVATI	CONTRATTI DERIVATI FINANZIARI	EFFETTO COMPLESSIVO
Ricavi di vendita	596,1	-	596,1
Costi di acquisto*	(603,6)	(1,3)	(604,9)
Effetto da realizzazione derivati cash flow hedge	(7,5)	(1,3)	(8,8)

* l'importo accoglie gli oneri e proventi da derivati di natura finanziaria

Portafoglio trading

Il portafoglio di trading accoglie strumenti derivati o equiparabili che non hanno l'obiettivo di coprire i fabbisogni del Gruppo e sono sottoscritti con finalità speculative. Tali strumenti possono essere distinti nelle seguenti fattispecie:

TIPOLOGIA	30-GIU-25			31-DIC-24
	GERARCHIA FAIR VALUE	NOZIONALE	FAIR VALUE ATTIVITÀ	FAIR VALUE PASSIVITÀ	NOZIONALE	FAIR VALUE ATTIVITÀ	FAIR VALUE PASSIVITÀ
Formule energia elettrica	2	1.201.655 MWh	8,9		1.738.529 MWh	21,3
Formule energia elettrica	2	1.779.983 MWh		23,3	2.492.178 MWh		46,5
Totale fair value			8,9	23,3		21,3	46,5

EFFETTO NETTO A CONTO ECONOMICO		30-GIU-25		30-GIU-24
	CONTRATTI FISICI EQUIPARATI A DERIVATI	CONTRATTI DERIVATI FINANZIARI	EFFETTO NETTO	CONTRATTI FISICI EQUIPARATI A DERIVATI	CONTRATTI DERIVATI FINANZIARI	EFFETTO NETTO
Valutazione derivati	11,8	(1,0)	10,8	11,6	0,6	12,2
Cash flow realizzati	22,7	‐	22,7	14,6	(8,7)	5,9
Effetto economico derivati	34,5	(1,0)	33,5	26,2	(8,1)	18,1

Il decremento del fair value rispetto all'esercizio precedente risente principalmente dell'effetto dei minori nozionali dovuto al realizzo nel primo semestre 2025 di quota parte dei contratti in essere al 31 dicembre 2024.

L'effetto sul conto economico degli scambi realizzati dei contratti derivati o equiparabili, di natura fisica o finanziaria, può essere così scomposto:

REALIZZAZIONE PORTAFOGLIO DI TRADING	CONTRATTI EQUIPARATI A DERIVATI	CONTRATTI DERIVATI FINANZIARI	EFFETTO COMPLESSIVO
Ricavi di vendita	33,4	-	33,4
Costi di acquisto*	(10,7)	-	(10,7)
Effetto da realizzazione derivati	22,7	‐	22,7

* l'importo accoglie gli oneri e proventi da derivati di natura finanziaria

2.02.08 - Fondi e passività potenziali

28 Benefici ai dipendenti

	VALORE INIZIALE	SERVICE COST	ONERI FINANZIARI	UTILI (PERDITE) ATTUARIALI	UTILIZZI	ALTRI MOVIMENTI	CONSOLIDAMENTO DELL'AREA DI VARIAZIONE	VALORE FINALE
30-GIU-24
Trattamento fine rapporto	75,8	0,5	1,2	(4,9)	(4,4)	‐	‐	68,2
Altri benefici	12,3	‐	0,2	(0,7)	(0,5)	‐	‐	11,3
Totale	88,1	0,5	1,4	(5,6)	(4,9)	‐	‐	79,5
30-GIU-25
Trattamento fine rapporto	70,3	0,6	0,9	(5,0)	(3,7)	‐	0,4	63,5
Altri benefici	9,6	‐	0,2	(0,5)	(0,7)	‐	‐	8,6
Totale	79,9	0,6	1,1	(5,5)	(4,4)	‐	0,4	72,1

La "Variazione dell'area di consolidamento" accoglie il fondo trattamento di fine rapporto acquisito per effetto delle operazioni di business combination concluse nell'esercizio.

29 Fondi

	VALORE INIZIALE	ACCANTONAMENTI	ONERI FINANZIARI	UTILIZZI	ALTRI MOVIMENTI	CONSOLIDAMENTO DELL'AREA DI VARIAZIONE	VALORE FINALE
30-GIU-24
Fondo ripristino beni di terzi	228,8	3,2	2,4	‐	‐	‐	234,4
Fondo spese chiusura e post chiusura discariche	185,1	1,4	7,0	(4,8)	(0,1)	‐	188,6
Fondo cause legali e contenzioso del personale	15,0	1,2	‐	(2,4)	(0,1)	‐	13,7
Fondo smaltimento rifiuti	8,5	6,6	‐	(7,9)	‐	‐	7,2
Fondo smantellamento impianti	6,3	‐	0,1	‐	‐	‐	6,4
Altri fondi	174,1	15,7	‐	(3,9)	0,3	‐	186,2
Totale	617,8	28,1	9,5	(19,0)	0,1	‐	636,5

Totale	693,1	19,8	8,5	(22,0)	(3,4)	‐	696,0
Altri fondi	211,5	5,0	‐	(1,9)	(2,7)	‐	211,9
Fondo smantellamento impianti	6,7	‐	0,1	‐	‐	‐	6,8
Fondo smaltimento rifiuti	9,6	7,3	‐	(8,9)	‐	‐	8,0
Fondo cause legali e contenzioso del personale	14,8	1,5	‐	(0,4)	(0,7)	‐	15,2
Fondo spese chiusura e post chiusura discariche	210,2	2,8	7,5	(10,8)	‐	‐	209,7
Fondo ripristino beni di terzi	240,3	3,2	0,9	‐	‐	‐	244,4
30-GIU-25

"Altri fondi" accolgono stanziamenti a fronte di rischi di varia natura. Di seguito si riporta una descrizione delle principali voci:

PASSIVITÀ	TIPOLOGIA	30-GIU-25	31-DIC-24
MLN/EURO
Rischi derivanti dall'attività di efficientamento energetico svolta per conto di clienti prevalentemente condomini	Probabile	18,2	18,3
Mancato riconoscimento degli oneri rendicontati nei mercati energy regolamentati	Probabile	15,8	15,8
Garanzia sull'esposizione finanziaria concessa da AcegasApsAmga Spa nell'ipotesi di abbandono delle attività che fanno principalmente capo alla controllata estera AresGas (Bulgaria)	Potenziale	11,3	11,3
Rischio per conteziosi con Autorità garante della privacy	Probabile	10,0	10,0
Mancato riconoscimento del maggior costo dell'energia elettrica utilizzata nello svolgimento del servizio idrico nell'anno 2022 per superamento del limite massimo ammissibile previsto dal sistema tariffario	Probabile	9,3	9,3
Mancato riconoscimento della quota dei certificati verdi degli impianti di cogenerazione calcolato sul differenziale dei servizi ausiliari derivanti dal totale autoconsumo e quelli stimati in base alla percentuale da benchmark	Probabile	8,9	8,9
Oneri per futuri interventi sugli impianti coinvolti nell'evento alluvionale 2023 coperti da rimborsi assicurativi già incassati	Probabile	8,9	8,9
Rischio di mancato ristoro da parte delle Agenzia delle Dogane in relazione alle addizionali sull'energia elettrica rimborsate agli utenti finali	Probabile	8,7	8,7

Le passività classificate come potenziali sono state rilevate in sede di business combination nell'esercizio di riferimento dell'operazione.

2.02.09 - Capitale circolante operativo

30 Rimanenze

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Stoccaggi gas	100,9	85,8	15,1
Materie prime e scorte	65,5	69,2	(3,7)
Materiali destinati alla vendita e prodotti finiti	12,9	13,1	(0,2)
Totale	179,3	168,1	11,2

"Stoccaggi gas", rappresentano la valorizzazione delle giacenze di gas metano destinate alla vendita. Si segnala, in particolare, che al termine della stagione di erogazione (marzo 2025) le giacenze in essere al 31 dicembre 2024 sono state prelevate per la vendita ai clienti e, di conseguenza, è stato interamente utilizzato il fondo svalutazione iscritto nel bilancio dell'esercizio precedente per 17,8 milioni di euro. Al 30 giugno 2025, con il processo di approvvigionamento per l'anno termico 2025-2026 ancora in corso, il quantitativo di gas in stoccaggio è in linea con quello del periodo precedente e il suo valore di iscrizione risulta allineato al presumibile valore di realizzo al netto dei costi di vendita. Per tale ragione al 30 giugno 2025 non è stato necessario apportare alcuna rettifica contabile al valore delle scorte.

31 Crediti commerciali

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Crediti verso clienti	2.185,0	2.133,9	51,1
Crediti verso clienti per bollette e fatture da emettere	912,6	1.748,7	(836,1)
Fondo svalutazione crediti	(737,2)	(710,1)	(27,1)
Totale	2.360,4	3.172,5	(812,1)

I crediti commerciali sono comprensivi dei consumi stimati, per la quota di competenza del periodo, relativamente a bollette e fatture che saranno emesse dopo la data del 30 giugno 2025, nonché di crediti per ricavi maturati nel periodo con riferimento al settore idrico che, in funzione delle modalità di addebito agli utenti finali determinate dall'Autorità, verranno fatturati nei prossimi mesi.

La variazione dello stock di crediti gestito rispetto all'esercizio precedente è dovuta a diversi fenomeni che hanno avuto effetti tra loro contrapposti. Di seguito sono riportati i principali:

• diminuzione delle fatture da emettere in relazione alle operazioni di intermediazione sui mercati all'ingrosso energy realizzate a fine periodo per effetto sia della stagionalità dei business energetici sia della riduzione dei prezzi di mercato delle commodity rispetto ai valori consuntivati negli ultimi mesi dell'esercizio 2024;
• diminuzione delle fatture da emettere ai clienti finali specie con riferimento al business della vendita di gas metano, a causa sia della stagionalità del business sia dei minori volumi commercializzati nel corso del primo semestre 2025 nei mercati di ultima istanza.

Il valore dei crediti commerciali rappresentati in bilancio al 30 giugno 2025 costituisce l'esposizione teorica massima al rischio di credito per il Gruppo. La movimentazione del correlato fondo svalutazione è la seguente:

	CONSISTENZA INIZIALE	ACCANTONAMENTI	VARIAZIONE DELL'AREA DI CONSOLIDAMENTO	UTILIZZI E ALTRI MOVIMENTI	CONSISTENZA FINALE
1° semestre 2024	626,7	53,7	‐	(8,9)	671,5
1° semestre 2025	710,1	40,7	‐	(13,6)	737,2

La variazione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente è riconducibile principalmente ai minori accantonamenti derivanti dalla buona performance dei clienti sui mercati tradizionali energy, dai minori volumi fatturati sui mercati dei servizi di ultima istanza del business del gas metano e dalla conclusione, già al 30 giugno 2024, del servizio a tutele graduali per la fornitura delle piccole e medie imprese. Si segnala inoltre una contrazione degli accantonamenti relativi al business dell'igiene urbana per un minore stock di credito a fine periodo in relazione ai clienti per i quali il Gruppo applica la tariffazione a corrispettivo puntuale.

32 Debiti commerciali

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Debiti verso fornitori	540,9	673,0	(132,1)
Debiti verso fornitori per fatture da ricevere	1.157,3	2.050,9	(893,6)
Totale	1.698,2	2.723,9	(1.025,7)

La variazione dei debiti commerciali rispetto all'esercizio precedente deriva principalmente dai seguenti effetti:

• diminuzione dei debiti in relazione alle operazioni di intermediazione sui mercati all'ingrosso energy realizzate a fine periodo, per i quali si evidenzia un andamento similare alla voce "Crediti commerciali";
• diminuzione dell'esposizione debitoria nei confronti delle società fornitrici e dei professionisti che hanno realizzato per conto del Gruppo i lavori di riqualificazione energetica degli edifici, in particolare condomini, a seguito della significativa riduzione dei volumi di attività derivante dalle restrizioni normative introdotte dal Governo a partire dall'esercizio precedente.

33 Attività correnti derivanti da contratti con i clienti

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Servizi energia e riqualificazione energetica edifici	181,3	179,6	1,7
Illuminazione pubblica	46,0	40,0	6,0
Trattamento e smaltimento	40,6	22,2	18,4
Servizi idrici	20,7	21,6	(0,9)
Altri minori	6,9	0,5	6,4
Totale	295,5	263,9	31,6

In relazione al business trattamento e smaltimento, la variazione rispetto all'esercizio precedente è riconducibile allo sviluppo delle attività di bonifica di siti, gestione rifiuti e lavori civili per conto di clienti industriali.

34 Passività correnti derivanti da contratti con i clienti

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Acconti per lavori in corso	162,6	184,0	(21,4)
Risconti passivi	13,9	14,0	(0,1)
Altri acconti	0,5	5,2	(4,7)
Totale	177,0	203,2	(26,2)

"Acconti per lavori in corso", il decremento rispetto all'esercizio precedente riflette la conclusione di parte dei lavori in essere al 31 dicembre 2024, principalmente in relazione al business dei servizi di efficientamento energetico degli edifici.

35 Altre attività correnti

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Crediti d'imposta, agevolazioni fiscali e altri crediti tributari	509,0	741,6	(232,6)
Cassa per i servizi energetici e ambientali per perequazione e proventi di continuità	102,3	82,0	20,3
Costi anticipati	69,5	42,0	27,5
Anticipi a fornitori	48,0	48,0	‐
Titoli di efficienza energetica ed emission trading	46,7	41,2	5,5
Depositi cauzionali	37,7	39,6	(1,9)
Iva, accise e addizionali	11,4	48,4	(37,0)
Altri crediti	75,0	61,7	13,3
Totale	899,6	1.104,5	(204,9)

"Crediti d'imposta, agevolazioni fiscali e altri crediti tributari", accolgono principalmente:

• crediti derivanti dall'applicazione dello sconto in fattura ai clienti finali, valutati al costo ammortizzato, in relazione a interventi agevolati di efficientamento energetico realizzati principalmente su condomini per 498,9 milioni di euro (731,1 milioni di euro al 31 dicembre 2024). Il decremento rispetto all'esercizio precedente è riconducibile principalmente all'utilizzo in compensazione interna al Gruppo e alle cessioni effettuate agli istituti finanziari nel primo semestre dell'esercizio in corso;
• crediti per investimenti in beni strumentali, inclusa Industria 4.0, per complessivi 6,6 milioni di euro (7,6 milioni di euro al 31 dicembre 2024), che saranno utilizzati in compensazione di imposte e contributi nei periodi successivi sulla base dei limiti annuali previsti.

"Cassa per i servizi energetici e ambientali per perequazione e proventi di continuità" sono costituiti da proventi di continuità per 25,8 milioni di euro (23,7 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e da crediti per perequazione per 76,5 milioni di euro (58,3 milioni di euro al 31 dicembre 2024).

Si segnala che i crediti per perequazione aumentano per 18,2 milioni di euro rispetto al precedente esercizio principalmente in seguito al riconoscimento da parte dell'Arera di costi sostenuti negli anni passati e precedentemente non remunerati in tariffa.

"Costi anticipati", comprendono principalmente le quote di competenza futura, anche del secondo semestre 2025, di servizi e lavorazioni esterne, di costi sostenuti per coperture assicurative, fideiussorie e commissioni bancarie, oltre ai costi per licenze, canoni passivi e canoni di concessione per servizi a rete e ai costi del personale per la quota non maturata della quattordicesima mensilità corrisposta nel mese di giugno.

"Titoli di efficienza energetica ed emission trading" comprendono le seguenti fattispecie:

Certificati grigi Totale	5,9 46,7	13,3 41,2	(7,4) 5,5
Certificati bianchi	40,8	27,9	12,9
	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.

• Il portafoglio relativo ai certificati bianchi accoglie in via prevalente la valorizzazione dei titoli calcolati sulla base degli obiettivi di efficienza energetica stabiliti dal Gse per le società distributrici di gas ed energia elettrica per 39,3 milioni di euro (26,4 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e in via residuale i titoli originati dagli interventi di efficientamento energetico realizzati dal Gruppo per 1,5 milioni di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2024). L'incremento, a sostanziale parità di valorizzazione del contributo rispetto all'esercizio precedente e in assenza di operazioni di cessione intervenute nel periodo, è dovuto ai maggiori titoli valorizzati a fine periodo sia per effetto della rilevazione della competenza semestrale degli obiettivi assegnati al Gruppo per l'anno d'obbligo 2025 sia per le operazioni effettuate nel periodo corrente in relazione al meccanismo di riscatto di titoli virtuali utilizzati negli esercizi precedenti;
• Il portafoglio dei certificati grigi accoglie la valorizzazione sia dei titoli in possesso del Gruppo per 5,1 milioni di euro (13,1 milioni di euro al 31 dicembre 2024) sia dell'esposizione per contratti di compravendita a termine di quote di emissione di gas serra per 0,8 milioni di euro (0,2 milioni al 31 dicembre 2024). Il decremento, a sostanziale parità del prezzo di mercato rispetto all'esercizio precedente, risente dei minori titoli detenuti in portafoglio a fine periodo.

"Iva, accise e addizionali", sono costituiti dai crediti verso l'erario per imposta sul valore aggiunto per 8,9 milioni di euro (10,4 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e per accise e addizionali per 2,5 milioni di euro (38 milioni di euro al 31 dicembre 2024). Per quanto riguarda le accise e addizionali, occorre tener presente le modalità che regolano i rapporti finanziari con l'erario: gli acconti corrisposti nel corso dell'anno, infatti, sono calcolati sulla base dei quantitativi di gas ed energia elettrica fatturati nell'esercizio precedente, mentre il debito effettivo si genera sulla base dei volumi venduti nel periodo. La riduzione dei crediti per accise e addizionali, pari a 35,5 milioni di euro, è determinata principalmente dall'effetto di stagionalità della vendita del gas metano, che presenta storicamente nel mese di giugno un'esposizione debitoria, per effetto della fatturazione completa della stagione invernale precedente, seppure parzialmente compensata nel semestre in corso da una riduzione dei volumi venduti ai clienti finali. Per meglio comprendere l'esposizione netta del Gruppo in relazione all'imposta sul valore aggiunto si rimanda al commento riportato alla nota 36 "Altre passività correnti".

La voce "Altri crediti" è dettagliata di seguito:

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Contributi straordinari	13,0	13,0	‐
Incentivi da fonti rinnovabili	9,0	7,5	1,5
Crediti verso società degli asset	6,2	6,2	‐
Altri minori	46,8	35,0	11,8
Totale	75,0	61,7	13,3

La variazione rispetto all'esercizio precedente è riconducibile principalmente a crediti per dividendi e rimborsi assicurativi che verranno incassati nel secondo semestre 2025, oltre ad anticipi versati per la partecipazione alla piattaforma di acquisto di titoli ambientali.

36 Altre passività correnti

30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
551,9	510,4	41,5
310,6	300,6	10,0
144,8	160,0	(15,2)
130,5	137,3	(6,8)
108,2	38,4	69,8
100,0	97,2	2,8
88,3	83,5	4,8
15,2	34,4	(19,2)
13,8	13,5	0,3
150,3	137,5	12,8
1.613,6	1.512,8	100,8

"Debiti per anticipi verso Cassa per i servizi energetici e ambientali", costituiti da anticipazioni non onerose concesse dalla Cassa per i servizi energetici e ambientali, principalmente a fronte del ristoro dei maggiori oneri sostenuti per la gestione del servizio in regime di salvaguardia, del mercato ultima istanza nel settore del gas naturale (Fui, Ftd e Fdd), del regime di mercato libero dell'energia elettrica e del servizio a tutele graduali (clienti disalimentabili). La variazione rispetto all'esercizio precedente è principalmente riconducibile agli incassi avvenuti nel primo semestre 2025 in seguito alle rendicontazioni effettuate, solo parzialmente compensati dai rimborsi relativi ai pagamenti ricevuti dai clienti.

"Depositi cauzionali da clienti", riflettono quanto richiesto ai clienti in relazione principalmente ai contratti di somministrazione gas, energia elettrica e acqua, in presenza di determinate condizioni. Il decremento rispetto all'esercizio precedente è da attribuire principalmente alla riduzione dei prezzi delle commodity evidenziatesi nel corso del primo semestre 2025 rispetto ai valori degli ultimi mesi dell'esercizio precedente, che hanno determinato una minore entità dell'ammontare singolarmente richiesto, e dalla contrazione dei volumi venduti nei mercati di ultima istanza del gas metano e nel mercato delle gare consip, quest'ultimo riferibile prevalentemente al business dell'energia elettrica.

"Iva, accise e addizionali", comprende debiti per imposta sul valore aggiunto per 30,1 milioni di euro (16,8 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e accise e addizionali per 78,1 milioni di euro (21,6 milioni di euro al 31 dicembre 2024). Come illustrato alla nota 35 "Altre attività correnti", tali variazioni devono essere lette tenendo presente le modalità che regolano i rapporti finanziari con l'Erario, per le quali possono generarsi posizioni creditorie o debitorie con differenze anche significative tra un periodo e l'altro.

Con riferimento all'imposta sul valore aggiunto, si segnala che l'esposizione debitoria di fine esercizio 2024 ha risentito positivamente del versamento nel mese di dicembre dell'acconto per le società aderenti al regime del Gruppo Iva, mentre il saldo al 30 giugno 2025 è fisiologicamente incrementato per effetto della liquidazione iva trimestrale delle società di vendita energy.

Per quanto concerne accise e addizionali, il pagamento in acconto nel corso del primo semestre è avvenuto, come previsto dalla normativa in vigore, sulla base dei volumi fatturati nell'anno precedente. Il debito di competenza si è generato invece sulla base dei volumi fatturati nel primo semestre 2025. Per la variazione rispetto all'esercizio precedente si rimanda al commento riportato alla nota 35 "Altre attività correnti".

"Titoli di efficienza energetica ed emission trading", comprende le seguenti fattispecie:

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Certificati bianchi	7,3	15,1	(7,8)
Certificati garanzie d'origine	5,2	13,4	(8,2)
Certificati grigi	2,7	5,9	(3,2)
Totale	15,2	34,4	(19,2)

• I certificati bianchi comprendono la valutazione dell'esposizione relativamente agli obblighi di riconsegna nei confronti delle Autorità competenti di titoli di efficienza energetica non ancora in portafoglio.

La variazione rispetto al 31 dicembre 2024, in un contesto che ha evidenziato quotazioni di mercato sostanzialmente in linea, è dovuta principalmente al minor numero di certificati ancora da annullare in riferimento agli anni per i quali il Gruppo non ha ancora completamente adempiuto l'obbligo di competenza assegnato;

• I certificati garanzia d'origine (Go) sono relativi agli obblighi di certificazione di energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili a fronte delle vendite effettuate nei confronti dei clienti che prevedono contrattualmente tale tipologia di approvvigionamento. La diminuzione rispetto al precedente esercizio è dovuta principalmente al minor obbligo stanziato per competenza nel periodo semestrale 2025, a fronte dell'ottemperamento dell'obbligo dell'esercizio precedente;
• I certificati grigi riflettono la valorizzazione sia dell'obbligo di riconsegna di certificati calcolato in base alla vigente normativa per 2,2 milioni di euro (5,5 milioni di euro al 31 dicembre 2024) sia dei contratti di compravendita a termine di quote di emissione gas serra per 0,5 milioni di euro (0,4 milioni di euro al 31 dicembre 2024). La diminuzione rispetto al precedente esercizio è dovuta principalmente al minor obbligo di riconsegna stanziato per competenza nel periodo semestrale 2025, a fronte dell'ottemperamento dell'obbligo dell'esercizio precedente.

"Altri debiti" costituiti principalmente dalle seguenti fattispecie:

	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR.
Debiti per dividendi	24,3	‐	24,3
Corrispettività di morosità settore elettrico e gas e altri	19,5	17,1	2,4
Contributi alluvione	16,5	16,5	‐
Franchigie assicurative	8,1	8,1	‐
Altri minori	81,9	95,8	(13,9)
Totale	150,3	137,5	12,8

La variazione principale rispetto all'esercizio precedente è dovuta ai debiti per dividendi non ancora corrisposti alla data del 30 giugno 2025 ai soci della Capogruppo per 3,8 milioni di euro e ai soci di minoranza per 20,5 milioni di euro.

37 Flussi monetari dell'attività operativa

Variazione capitale circolante netto

Di seguito si riportano le informazioni sulle variazioni del capitale circolante netto intercorse nel primo semestre 2025, distinte tra flussi monetari e flussi non monetari.

TIPOLOGIA	30-GIU-25	31-DIC-24	VAR. (A)	FLUSSI NON MONETARI				FLUSSI MONETARI (F)=[(B)+(C) +(D)+(E)]-(A)
				ACQUISIZIONI CESSIONI (B)	COMPONENTI ECONOMICHE VALUTATIVE (C)	VARIAZIONI FAIR VALUE (D)	ALTRE VARIAZIONI (E)
Rimanenze	179,3	168,1	11,2	1,1				(10,1)
Crediti commerciali	2.360,4	3.172,5	(812,1)	1,7	(40,7)	0,1	(59,7)	713,5
Debiti commerciali	(1.698,2)	(2.723,9)	1.025,7	(0,9)				(1.026,6)
Altre attività/passività correnti, compresi contratti con clienti	(595,5)	(347,6)	(247,9)	(0,1)	27,3	5,2	38,6	318,9
Variazione capitale circolante	246,0	269,1	(23,1)	1,8	(13,4)	5,3	(21,1)	(4,3)

"Acquisizioni e cessioni" accolgono gli effetti derivanti dalle operazioni di acquisizione del controllo effettuate nel corso del primo semestre 2025.

"Componenti economiche valutative" accolgono principalmente:

• l'accantonamento netto a fondo svalutazione crediti per 40,7 milioni di euro negativi;

• i proventi relativi al processo di attualizzazione dei crediti d'imposta da sconto in fattura, per 18,1 milioni di euro positivi, come riportato alla nota 9 "Proventi finanziari";
• le quote di competenza del periodo dei contributi in conto impianti, il cui ammontare complessivo è stato incassato negli esercizi precedenti, per 9,5 milioni di euro positivi, come riportato alla nota 2 "Altri proventi".

"Variazioni fair value" accolgono:

• la valutazione dei certificati ambientali e degli obblighi di emissione di gas serra assegnati al Gruppo, oltre alla valorizzazione dei contratti a termine per la compravendita di quote di emissioni di gas serra, per complessivi 4 milioni di euro positivi, come riportato alle note 35 "Altre attività correnti" e 36 "Altre passività correnti";
• la valutazione al fair value sia dei crediti commerciali sia dei crediti d'imposta correlati all'applicazione dello sconto in fattura in relazione a interventi di efficientamento energetico presso clienti finali per 1,3 milioni di euro positivi, come riportato alla nota 10 "Oneri finanziari".

"Altre variazioni" accolgono principalmente compensazioni all'interno dal capitale circolante netto di operazioni che prevedono la rappresentazione lorda di attività e passività. La voce accoglie inoltre l'importo netto dei debiti per dividendi non ancora corrisposti di pertinenza sia dei soci del Gruppo sia dei soci di minoranza e dei crediti per dividendi ancora da incassare alla data di bilancio.

Dividendi incassati

Nel corso del primo semestre sono stati incassati dividendi da società consolidate secondo il metodo del patrimonio netto per 4 milioni di euro (3,5 milioni di euro al 30 giugno 2024) e da partecipazioni detenute in altre società per 5,8 milioni di euro (7,9 milioni di euro al 30 giugno 2024). Per maggiori dettagli si rimanda alle note 9 "Proventi finanziari" e 25 "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e Altre partecipazioni".

Interessi netti pagati

Di seguito si riporta la riconciliazione tra i valori di bilancio di proventi e oneri finanziari e i relativi flussi di cassa netti dell'esercizio.

TIPOLOGIA	30-GIU-2025 (A)	COMPONENTI NON MONETARIE		ALTRE VARIAZIONI (D)	COMPONENTI MONETARIE (E)=(A)-[(B)+(C)+(D)]
		COMPONENTI ECONOMICHE VALUTATIVE (B)	VARIAZIONI FAIR VALUE (C)
Proventi finanziari	76,3	6,0	18,8	19,1	32,4
Oneri finanziari	(115,5)	(29,7)	1,3	33,7	(120,8)
Totale	(39,2)	(23,7)	20,1	52,8	(88,4)

"Componenti economiche valutative" accolgono oneri e proventi derivanti sia dalla valutazione a costo ammortizzato sia dal processo di attualizzazione di attività e passività contraddistinte da flussi monetari che si realizzeranno nei periodi successivi, come riportato alle note 9 "Proventi finanziari" e 10 "Oneri finanziari".

"Variazioni fair value" accolgono le valutazioni al valore corrente delle attività e passività finanziarie, principalmente riferibili a crediti correlati all'applicazione dello sconto in fattura in relazione a interventi agevolabili di efficientamento energetico realizzati per conto di clienti finali, per 19,4 milioni di euro positivi.

"Altre variazioni" accolgono principalmente la rettifica degli interessi attivi e passivi contabilizzati per competenza, al fine di esporre gli effettivi flussi di cassa realizzati nel primo semestre 2025, per 42,1 milioni di euro e i dividendi corrisposti da altre partecipazioni minori, il cui flusso di cassa del periodo è esposto in una voce specifica del rendiconto finanziario per 7 milioni di euro.

Si segnala, inoltre, che il flusso monetario relativo agli interessi finanziari pagati accoglie quanto corrisposto nel periodo per gli oneri su leasing, pari a 1,4 milioni di euro.

Imposte pagate

Le imposte sul reddito accolgono principalmente quanto versato nel corso del primo semestre 2025 da alcune società del Gruppo in relazione ai saldi Ires e Irap dell'esercizio precedente e agli acconti dovuti per l'esercizio corrente. Il saldo e l'acconto Ires relativi al consolidato fiscale della Capogruppo saranno versati nel corso del mese di luglio 2025.

2.02.10 - Altre informazioni

Modifiche ai principi contabili

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2025

Con riferimento agli ambiti rilevanti per il Gruppo, a partire dal 1° gennaio 2025 risultano applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche di principi contabili emanati dall'International accounting standards board (Iasb) e recepiti dall'Unione europea tramite Regolamento comunitario:

Modifiche allo Ias 21 – Effetti delle variazioni dei cambi delle valute estere: mancanza di convertibilità. Documento emesso dallo Iasb in data 15 agosto 2023 e applicabile dal 1° gennaio 2025 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche richiedono a un'entità di applicare una metodologia in maniera coerente nel tempo al fine di verificare se una valuta possa essere convertita in un'altra e, quando non sia possibile, definire la modalità di determinazione del cambio da utilizzare e l'informativa da riportare nelle note esplicative.

Le modifiche chiariscono, correggono o rimuovono diciture o formulazioni ridondanti o conflittuali nel testo dei relativi principi.

Con riferimento all'applicazione di tali modifiche e nuove interpretazioni, non si sono rilevati effetti sul bilancio del Gruppo.

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni omologati dall'Unione europea ma non ancora applicabili e non adottati in via anticipata dal Gruppo

Con riferimento agli ambiti rilevanti per il Gruppo, a partire dal prossimo esercizio, risulteranno applicabili obbligatoriamente le seguenti modifiche ai principi contabili, essendosi già concluso il processo di endorsment comunitario:

Modifiche all'Ifrs 9 e all'Ifrs 7 – Modifiche alla classificazione e alla misurazione di strumenti finanziari. Principio emesso dallo Iasb in data 30 maggio 2024 e applicabile dal 1° gennaio 2026 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche riguardano in particolare:

• l'eliminazione contabile di una passività finanziaria attraverso sistemi di pagamento elettronici. Viene chiarito che la data di regolamento di una passività tramite pagamenti elettronici è quella in cui la passività risulta estinta. In presenza di alcuni criteri specifici l'eliminazione contabile può comunque essere rilevata anche prima della consegna di liquidità alla data di regolamento;
• la classificazione di alcune attività finanziarie, comprese quelle con caratteristiche legate ai fattori ambientali, sociali e di governance aziendale (Esg), che potrebbero ora soddisfare il criterio previsto dall'Ifrs 9 del Solely payments for principle and interest (Sppi), a condizione che i loro flussi di cassa non siano significativamente diversi da quelli di un'attività finanziaria identica priva di tale caratteristica;
• l'informativa di bilancio in relazione agli investimenti in partecipazioni valutate irrevocabilmente a fair value con contropartita il conto economico complessivo, per le quali viene richiesta l'indicazione distinta dei proventi e oneri del periodo realizzati per l'eventuale cessione di attività da quelli derivanti dalla valutazione di fine periodo.

Modifiche all'Ifrs 9 e all'Ifrs 7 – Contratti relativi ad acquisti di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili. Documento emesso dallo Iasb in data 18 dicembre 2024 e applicabile dal 1° gennaio 2026 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche riguardano la necessità di supportare le entità nel rendicontare gli effetti finanziari dei contratti di acquisto di elettricità prodotta da fonti rinnovabili (spesso strutturati come power purchase agreements). Sulla base di tali contratti, la quantità di elettricità generata e acquistata può variare in base a fattori non controllabili quali, ad esempio, le condizioni meteorologiche. Le modifiche riguardano in particolare:

• chiarimenti sull'applicazione dei requisiti di "own use" a questa tipologia di contratti;
• criteri per consentire la contabilizzazione di tali contratti come strumenti di copertura e;
• requisiti di informativa per consentire agli utilizzatori del bilancio di comprendere l'effetto di questi contratti sulle performance finanziarie e sui flussi di cassa di un'entità.

In data 18 luglio 2024 lo Iasb ha pubblicato il documento "Miglioramenti annuali agli International financial reporting standard - Volume 11", applicabile dal 1° gennaio 2026. Tali miglioramenti comprendono otto modifiche a cinque principi contabili internazionali esistenti, di seguito esposte:

• Ifrs 1 Prima adozione degli International financial reporting standard. Il miglioramento risolve una potenziale fonte di errore dovuta all'inconsistenza dell'Ifrs 1 rispetto ai requisiti per la contabilizzazione in hedge accounting prevista dall'Ifrs 9 "Strumenti finanziari";
• Ifrs 7 Strumenti finanziari: informativa di bilancio. Lo Iasb ha introdotto tre modifiche:

– utili o perdite contabilizzate al momento dell'eliminazione contabile. Il miglioramento risolve una potenziale fonte di confusione in relazione alla contabilizzazione di utili o perdite al momento dell'eliminazione contabile in quanto l'Ifrs 7 presentava un riferimento a un paragrafo cancellato dallo standard contabile al momento dell'emissione dell'Ifrs 13 "Valutazione del fair value";

– informativa relativa alle differenze tra fair value e prezzo di transazione. Il miglioramento corregge una inconsistenza tra l'Ifrs 7 e la sua guida di implementazione;

– introduzione e informativa di bilancio sul rischio credito. Il miglioramento risolve una potenziale fonte di confusione chiarendo che la guida di implementazione non illustra necessariamente tutti i requisiti esplicitati nell'Ifrs 7, semplificando inoltre alcune spiegazioni.

• Ifrs 9 – Strumenti finanziari. Lo Iasb ha introdotto due modifiche:

– eliminazione contabile da parte del locatore di una passività per leasing. Il miglioramento risolve una potenziale mancanza di chiarezza nell'applicazione dei requisiti presenti all'interno dell'Ifrs 9 in relazione alla contabilizzazione da parte del locatario dell'estinzione di un debito per leasing;

– prezzo di transazione. Il miglioramento risolve una fonte di potenziale confusione derivante da un richiamo all'interno dell'Appendice A dell'Ifrs 9 alla definizione di "prezzo di transazione" presente nell'Ifrs 15 "Ricavi provenienti da contratti con i clienti", in quanto il termine "prezzo di transazione" è utilizzato in vari punti dell'Ifrs 9 con un significato che non è necessariamente consistente con la definizione presente all'interno dello standard Ifrs 15;

• Ifrs 10 Bilancio consolidato. Il miglioramento risolve una fonte di potenziale confusione causata da una inconsistenza presente nell'Ifrs 10 relativamente all'individuazione da parte dell'investitore di un agente "de facto";
• Ias 7 Rendiconto finanziario. Il miglioramento risolve una potenziale fonte di errore nell'applicazione del paragrafo 37 dello Ias 7 derivante dall'utilizzo del termine "metodo del costo", il quale non è più definito all'interno degli International financial reporting standard.

Le modifiche chiariscono, correggono o rimuovono diciture o formulazioni ridondanti o conflittuali nel testo dei relativi principi.

Al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti dell'introduzione di queste modifiche sul bilancio consolidato del Gruppo.

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni non ancora omologati dall'Unione europea

Sono in corso di recepimento da parte dei competenti organi dell'Unione europea i seguenti principi, aggiornamenti ed emendamenti dei principi Ifrs (già approvati dallo Iasb) rilevanti per il Gruppo:

Ifrs 18 – Presentazione e informativa nei bilanci. Principio emesso dallo Iasb in data 9 aprile 2024 e applicabile dal 1° gennaio 2027 con applicazione anticipata consentita. Il nuovo principio, che sostituirà lo Ias 1 "Presentazione del bilancio", migliora l'informativa sulla performance aziendale in termini di comparabilità, trasparenza e utilità delle informazioni pubblicate e introduce cambiamenti sostanziali nella struttura del bilancio con particolare riferimento agli schemi di conto economico e, in maniera più limitata, di rendiconto finanziario. In particolare:

• vengono riviste alcune classificazioni di ricavi e costi, introducendo la distinzione tra sezione operativa, sezione di investimento e sezione finanziaria, oltre alla conferma delle già presenti categorie delle imposte e delle attività cessate;
• vengono introdotti due nuovi sub-totali (risultato operativo e risultato prima della gestione finanziaria e delle imposte sul reddito);
• viene richiesto l'utilizzo del risultato operativo come punto di partenza per la presentazione del rendiconto finanziario predisposto con il metodo indiretto;
• viene prevista l'eliminazione di alcune opzioni alternative di classificazione di voci del rendiconto finanziario attualmente ammesse, come gli interessi e i dividendi incassati e pagati.

Le entità, inoltre, sono chiamate a identificare e dare informativa sugli indicatori di performance non previsti dagli Ifrs utilizzati dal management per commentare gli andamenti economici e finanziari, giustificandoli e riconciliandoli con le voci degli schemi previste dai principi contabili internazionali.

Il principio, infine, introduce nuovi criteri per l'aggregazione e la disaggregazione delle informazioni all'interno delle note di commento.

Con riferimento al nuovo principio precedentemente esposto, al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti sul bilancio consolidato di Gruppo correlati alla sua introduzione.

Informativa per settori operativi

La rappresentazione dei risultati per settori operativi è effettuata in base all'approccio utilizzato dal management per monitorare la perfomance del Gruppo per aree di attività omogenee. Costi e attività nette delle funzioni di supporto al business, in coerenza con il modello di controllo interno, sono attribuiti interamente ai business operativi.

Al 30 giugno 2025 il Gruppo Hera è organizzato nei seguenti settori operativi:

• Gas: comprende i servizi di distribuzione e vendita di gas metano, di teleriscaldamento e i servizi energia;
• Energia elettrica: comprende la produzione di energia, i servizi di distribuzione, vendita di energia elettrica e illuminazione pubblica;
• Ciclo idrico: comprende i servizi di acquedotto, depurazione e fognatura;
• Ambiente: comprende i servizi di raccolta, trattamento, recupero e smaltimento dei rifiuti;
• Altri servizi: comprende le telecomunicazioni e altri servizi minori.

Si riportano le attività e passività per settore operativo relative al primo semestre 2025 e all'esercizio 2024:

30-GIU-25	GAS	ENERGIA ELETTRICA	CICLO IDRICO	AMBIENTE	ALTRI SERVIZI	TOTALE
Esercizio corrente
Asset (tangibili e intangibili)	2.150,3	869,4	2.692,9	1.525,1	98,1	7.335,8
Avviamento	493,5	91,2	42,7	285,7	20,7	933,8
Partecipazioni	70,0	12,3	52,4	44,7	0,1	179,5
Attività immobilizzate non attribuite						198,0
Immobilizzazioni nette	2.713,8	972,9	2.788,0	1.855,5	118,9	8.647,1
Capitale circolante netto attribuito	(61,4)	241,4	(91,4)	175,5	(18,1)	246,0
Capitale circolante netto non attribuito						(103,3)
Capitale circolante netto	(61,4)	241,4	(91,4)	175,5	(18,1)	142,7
Fondi diversi	(224,4)	(104,2)	(125,3)	(310,4)	(3,8)	(768,1)
Capitale investito netto	2.428,0	1.110,1	2.571,3	1.720,6	97,0	8.021,7

31-DIC-24	GAS	ENERGIA ELETTRICA	CICLO IDRICO	AMBIENTE	ALTRI SERVIZI	TOTALE
Esercizio precedente
Asset (tangibili e intangibili)	2.106,5	846,8	2.620,4	1.515,9	101,0	7.190,6
Avviamento	493,5	91,2	42,7	284,9	20,7	933,0
Partecipazioni	66,3	11,1	52,3	44,8	0,1	174,6
Attività immobilizzate non attribuite						198,1
Immobilizzazioni nette	2.666,3	949,1	2.715,4	1.845,6	121,8	8.496,3
Capitale circolante netto attribuito	152,2	73,7	(0,6)	68,7	(24,8)	269,2
Capitale circolante netto non attribuito						(41,9)
Capitale circolante netto	152,2	73,7	(0,6)	68,7	(24,8)	227,3
Fondi diversi	(229,1)	(68,5)	(169,3)	(302,4)	(3,8)	(773,1)
Capitale investito netto	2.589,4	954,3	2.545,5	1.611,9	93,2	7.950,5

Si riportano le principali misure di risultato per settore operativo relative 30 giugno 2025 e al corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

1° SEMESTRE 2025	GAS	ENERGIA ELETTRICA	CICLO IDRICO	AMBIENTE	ALTRI SERVIZI	STRUTTURA	TOTALE
Esercizio corrente
Ricavi diretti	3.214,1	2.192,7	568,5	837,9	20,7	30,5	6.864,4
Ricavi infra-cicli	73,4	135,3	6,9	38,4	25,6	32,3	311,8
Totale ricavi diretti	3.287,5	2.328,0	575,4	876,3	46,3	62,8	7.176,2
Ricavi indiretti	6,4	2,3	35,2	18,6	0,2	(62,8)	‐
Ricavi totali	3.293,9	2.330,3	610,6	894,9	46,5	‐	7.176,2
Margine operativo lordo	260,3	114,1	156,5	175,4	15,3	‐	721,7
Ammortamenti e accantonamenti diretti	93,3	44,7	59,8	89,6	8,5	42,7	338,5
Ammortamenti e accantonamenti indiretti	4,7	3,1	18,1	16,7	0,1	(42,7)	‐
Ammortamenti e accantonamenti totali	98,0	47,7	77,9	106,3	8,6	‐	338,5
Risultato operativo	162,3	66,4	78,7	69,2	6,7	‐	383,2

1° SEMESTRE 2024	GAS	ENERGIA ELETTRICA	CICLO IDRICO	AMBIENTE	ALTRI SERVIZI	STRUTTURA	TOTALE
Esercizio precedente
Ricavi diretti	2.542,3	1.917,4	498,2	780,1	24,3	22,4	5.784,7
Ricavi infra-cicli	55,6	119,3	4,0	51,7	24,3	33,4	288,2
Totale ricavi diretti	2.597,8	2.036,7	502,2	831,8	48,6	55,8	6.072,9
Ricavi indiretti	6,2	2,6	30,4	16,5	0,1	(55,8)	‐
Ricavi totali	2.604,0	2.039,3	532,6	848,3	48,7	‐	6.072,9
Margine operativo lordo	256,5	144,2	146,2	171,5	14,3	‐	732,7
Ammortamenti e accantonamenti diretti	98,9	47,3	57,1	85,6	8,3	50,3	347,6
Ammortamenti e accantonamenti indiretti	7,8	8,9	17,3	16,2	0,1	(50,3)	‐
Ammortamenti e accantonamenti totali	106,7	56,3	74,4	101,8	8,4	‐	347,6
Risultato operativo	149,7	88,0	71,8	69,7	5,9	‐	385,1

2.03 - SCHEMI DI BILANCIO AI SENSI DELLA DELIBERA CONSOB 15519/2006

Vengono di seguito riportati, in coerenza con le relative policy di Gruppo, i rapporti economici, patrimoniali e finanziari in essere al 30 giugno 2025 e relativo periodo di confronto con parti correlate.

La Procedura per le operazioni con parti correlate è presente sul sito del Gruppo Hera al link:

https://www.gruppohera.it/gruppo/governance/sistema-di-governance/politiche-e-procedure

Per quanto riguarda l'informativa prevista dalla delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche e integrazioni, si segnala che nel corso del primo semestre 2025 non sono state effettuate operazioni di maggiore rilevanza.

2.03.01 - Conto economico ai sensi della delibera Consob 15519/2006

		1° semestre				di cui correlate			1° semestre				di cui correlate
	note	2025	A	B	C	D	Totale	%	2024	A	B	C	D	Totale	%
Ricavi	1	6.786,2	‐	30,0	134,3	7,1	171,4	2,5%	5.716,5	‐	30,4	159,2	8,3	197,9	3,5%
Altri proventi	2	78,2	‐	0,2	‐	‐	0,2	0,3%	68,2	‐	‐	0,4	‐	0,4	0,6%
Materie prime e materiali	3	(3.970,0)	‐	(9,5)	‐	(23,9)	(33,4)	0,8%	(2.973,2)	‐	(14,3)	‐	(21,8)	(36,1)	1,2%
Costi per servizi	4	(1.816,4)	‐	(7,3)	(8,9)	(13,3)	(29,5)	1,6%	(1.727,6)	‐	(6,5)	(8,7)	(13,0)	(28,2)	1,6%
Costi del personale	5	(360,8)	‐	‐	‐	‐	‐		(341,2)	‐	‐	‐	‐	‐
Altre spese operative	6	(42,9)	‐	‐	(2,4)	(0,3)	(2,7)	6,3%	(40,5)	‐	‐	(0,9)	(0,4)	(1,3)	3,2%
Costi capitalizzati	7	47,4	‐	‐	‐	‐	‐		30,5	‐	‐	‐	‐	‐
Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni	8	(338,5)	‐	‐	‐	‐	‐		(347,6)	‐	‐	‐	‐	‐
Utile operativo		383,2	‐	13,4	123,0	(30,4)	106,0		385,1	‐	9,6	150,0	(26,9)	132,7
Proventi finanziari	9	76,3	‐	3,6	‐	3,1	6,7	8,8%	79,2	‐	0,6	0,3	1,6	2,5	3,2%
Oneri finanziari	10	(115,5)	‐	(0,1)	(0,1)	‐	(0,2)	0,2%	(141,1)	‐	(0,1)	(0,1)	‐	(0,2)	0,1%
Gestione finanziaria		(39,2)	‐	3,5	(0,1)	3,1	6,5		(61,9)	‐	0,5	0,2	1,6	2,3
Quota di utili (perdite) di joint venture e società collegate	11	7,2	‐	7,2	‐	‐	7,2	100,0%	6,4	‐	6,4	‐	‐	6,4	100,0%
Utile prima delle imposte		351,2	‐	24,1	122,9	(27,3)	119,7		329,6	‐	16,5	150,2	(25,3)	141,4
Imposte	12	(101,8)	‐	‐	‐	‐	‐		(92,3)	‐	‐	‐	‐	‐
Utile netto dell'esercizio		249,4	‐	24,1	122,9	(27,3)	119,7		237,3	‐	16,5	150,2	(25,3)	141,4
Attribuibile:
Azionisti della Controllante		229,3							218,4
Azionisti di minoranza		20,1							18,9
Utile per azione
di base	17	0,157							0,152
diluito	17	0,157							0,152

Legenda intestazione colonne parti correlate: A Società controllate non consolidate B Società collegate e a controllo congiunto C Società correlate a influenza notevole D Altre parti correlate

2.03.02 - Situazione patrimoniale-finanziaria ai sensi della delibera Consob 15519/2006

			di cui correlate							di cui correlate
	note	30-giu-25	A	B	C	D	Totale	%	31-dic-24	A	B	C	D	Totale	%
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobilizzazioni impianti e macchinari	21	2.184,7	‐	‐	‐	‐	‐		2.160,7	‐	‐	‐	‐	‐
Diritti d'uso	22	89,0	‐	‐	‐	‐	‐		84,2	‐	‐	‐	‐	‐
Attività immateriali	23	5.062,0	‐	‐	‐	‐	‐		4.945,8	‐	‐	‐	‐	‐
Avviamento	24	933,8	‐	‐	‐	‐	‐		933,0	‐	‐	‐	‐	‐
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	25	128,6	‐	128,6	‐	‐	128,6	100,0%	127,3	‐	127,3	‐	‐	127,3	100,0%
Altre partecipazioni	25	50,9	0,4	4,0	‐	4,9	9,3	18,3%	47,3	‐	3,9	‐	5,1	9,0	19,0%
Attività finanziarie non correnti	18	160,7	‐	6,1	7,3	16,7	30,1	18,7%	158,0	‐	7,8	9,0	20,5	37,3	23,6%
Attività per imposte differite	14	345,0	‐	‐	‐	‐	‐		342,9	‐	‐	‐	‐	‐
Strumenti finanziari derivati	27	‐	‐	‐	‐	‐	‐		‐	‐	‐	‐	‐	‐
Totale attività non correnti		8.954,7	0,4	138,7	7,3	21,6	168,0		8.799,2	‐	139,0	9,0	25,6	173,6
Attività correnti
Rimanenze	30	179,3	‐	‐	‐	‐	‐		168,1	‐	‐	‐	‐	‐
Crediti commerciali	31	2.360,4	‐	1,9	58,4	15,5	75,8	3,2%	3.172,5	‐	18,4	78,0	18,3	114,7	3,6%
Attività finanziarie correnti	18	158,8	‐	35,4	3,8	0,6	39,8	25,1%	23,1	‐	3,5	3,6	1,3	8,4	36,4%
Attività per imposte correnti	13	38,4	‐	‐	‐	‐	‐		31,3	‐	‐	‐	‐	‐
Attività derivanti da contratti con clienti correnti	33	295,5	‐	‐	‐	‐	‐		263,9	‐	‐	‐	‐	‐
Altre attività correnti	35	899,6	‐	3,7	(2,4)	4,5	5,8	0,6%	1.104,5	‐	2,4	(6,1)	3,9	0,2	0,0%
Strumenti finanziari derivati	27	141,1	‐	‐	‐	‐	‐		182,4	‐	‐	‐	‐	‐
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	18	1.289,9	‐	‐	‐	‐	‐		1.315,6	‐	‐	‐	‐	‐
Totale attività correnti		5.363,0	‐	41,0	59,8	20,6	121,4		6.261,4	‐	24,3	75,5	23,5	123,3
TOTALE ATTIVITÀ		14.317,7	0,4	179,7	67,1	42,2	289,4		15.060,6	‐	163,3	84,5	49,1	296,9

Legenda intestazione colonne parti correlate: A Società controllate non consolidate B Società collegate e a controllo congiunto C Società correlate a influenza notevole D Altre parti correlate

			di cui correlate							di cui correlate
	note	30-giu-25	A	B	C	D	Totale	%	31-dic-24	A	B	C	D	Totale	%
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
Capitale sociale e riserve
Capitale sociale	15	1.466,4	‐	‐	‐	‐	‐		1.440,8	‐	‐	‐	‐	‐
Riserve	15	2.100,8	‐	‐	‐	‐	‐		1.744,8	‐	‐	‐	‐	‐
Utile (perdita) del periodo	15	229,3	‐	‐	‐	‐	‐		494,5	‐	‐	‐	‐	‐
Patrimonio netto del Gruppo		3.796,5	‐	‐	‐	‐	‐		3.680,1	‐	‐	‐	‐	‐
Interessenze di minoranza	16	298,1	‐	‐	‐	‐	‐		306,8	‐	‐	‐	‐	‐
Totale patrimonio netto		4.094,6	‐	‐	‐	‐	‐		3.986,9	‐	‐	‐	‐	‐
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti	19	4.645,0	‐	‐	‐	‐	‐		4.154,6	‐	‐	‐	‐	‐
Passività non correnti per leasing	22	58,8	‐	‐	3,3	0,1	3,4	5,8%	54,7	‐	‐	3,9	0,2	4,1	7,5%
Benefici ai dipendenti	28	72,1	‐	‐	‐	‐	‐		79,9	‐	‐	‐	‐	‐
Fondi	29	696,0	‐	‐	‐	‐	‐		693,1	‐	‐	‐	‐	‐
Passività per imposte differite	14	146,9	‐	‐	‐	‐	‐		144,8	‐	‐	‐	‐	‐
Totale passività non correnti		5.618,8	‐	‐	3,3	0,1	3,4		5.127,1	‐	‐	3,9	0,2	4,1
Passività correnti
Passività finanziarie correnti	19	808,5	‐	8,9	1,0	‐	9,9	1,2%	1.226,7	‐	3,8	1,9	‐	5,7	0,5%
Passività correnti per leasing	22	24,2	‐	‐	0,7	0,1	0,8	3,3%	24,4	‐	0,0	1,3	0,1	1,4	5,9%
Debiti commerciali	32	1.698,2	‐	6,2	20,2	17,3	43,7	2,6%	2.723,9	‐	15,6	24,4	23,9	63,9	2,3%
Passività per imposte correnti	13	124,4	‐	‐	‐	‐	‐		48,2	‐	‐	‐	‐	‐
Passività derivanti da contratti con clienti correnti	34	177,0	‐	0,4	0,1	‐	0,5	0,3%	203,2	‐	4,8	0,1	‐	4,9	2,4%
Altre passività correnti	36	1.613,6	‐	0,3	2,2	0,2	2,7	0,2%	1.512,8	‐	0,6	7,7	0,4	8,7	0,6%
Strumenti finanziari derivati	27	158,4	‐	‐	‐	‐	‐		207,4	‐	‐	‐	‐	‐
Totale passività correnti		4.604,3	‐	15,8	24,2	17,6	57,6		5.946,6	‐	24,8	35,4	24,4	84,6
TOTALE PASSIVITÀ		10.223,1	‐	15,8	27,5	17,7	61,0		11.073,7	‐	24,8	39,3	24,6	88,7
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		14.317,7	‐	15,8	27,5	17,7	61,0		15.060,6	‐	24,8	39,3	24,6	88,7

Legenda intestazione colonne parti correlate: A Società controllate non consolidate B Società collegate e a controllo congiunto C Società correlate a influenza notevole D Altre parti correlate

2.03.03 - Rendiconto finanziario ai sensi della delibera Consob 15519/2006

	30-GIU-25	DI CUI PARTI CORRELATE
Risultato ante imposte	351,2
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative
Ammortamenti e perdite di valore di attività	280,5
Accantonamenti ai fondi	58,0
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(7,2)
(Proventi) oneri finanziari	39,2
(Plusvalenze) minusvalenze e altri elementi non monetari	(28,4)
Variazione fondi	(22,0)
Variazione fondi per benefici ai dipendenti	(4,4)
Totale disponibilità liquide generate prima delle variazioni del capitale circolante netto	666,9
(Incremento) decremento di rimanenze	(10,1)
(Incremento) decremento di crediti commerciali	713,5	38,9
Incremento (decremento) di debiti commerciali	(1.026,6)	(20,2)
Incremento/decremento delle altre attività/passività correnti, compresi contratti con clienti	318,9	(9,8)
Variazione capitale circolante	(4,3)
Dividendi incassati	9,8	7,0
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati	32,4	0,6
Interessi passivi, oneri netti su derivati e altri oneri finanziari pagati	(120,8)	(0,2)
Imposte pagate	(32,0)
Disponibilità liquide generate (assorbite) dall'attività operativa (a)	552,0
Investimenti in immobili, impianti e macchinari	(117,4)
Investimenti in attività immateriali	(296,6)
Investimenti in imprese controllate e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide	(1,7)
Investimenti in altre partecipazioni	(0,4)
Prezzo di cessione di immobili, impianti, macchinari e immobilizzazioni immateriali	1,9
Disinvestimenti in partecipazioni e contingent consideration	0,2
(Incremento) decremento di altre attività d'investimento	(120,2)	(21,1)
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di investimento (b)	(534,2)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	517,1
Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari	(168,6)	4,2
Rimborsi di passività per leasing	(11,7)	(1,2)
Incasso da cessione quote azionarie senza perdita di controllo	0,8
Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate	(234,1)
Dividendi pagati ad azionisti Hera e interessenze di minoranza	(249,5)	(85,2)
(Investimenti) disinvestimenti in azioni proprie	102,5
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di finanziamento (c)	(43,5)
Incremento (decremento) disponibilità liquide (a+b+c)	(25,7)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio	1.315,6
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio	1.289,9

2.03.04 - Indebitamento finanziario netto ai sensi della comunicazione Consob Dem/6064293 del 2006

Di seguito è rappresentato l'Indebitamento finanziario con l'evidenza dei rapporti con parti correlate predisposto conformemente all'Orientamento 39, emanato il 4 marzo 2021 dall'Esma, così come recepito da Consob con la comunicazione 5/2021 del 29 aprile 2021. L'indicatore Indebitamento finanziario netto aggiunge allo schema normativo i crediti finanziari non correnti.

						30-GIU-25			31-DIC-24
			A	B	C	D		A	B	C	D
A	Disponibilità liquide	1.289,9	‐	‐	‐	‐	1.315,6	‐	‐	‐	‐
B	Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
C	Altre attività finanziarie correnti	158,8	‐	35,4	3,8	0,6	23,1	‐	3,5	3,6	1,3
D	Liquidità (A+B+C)	1.448,7					1.338,7
	di cui correlate		‐	35,4	3,8	0,6		‐	3,5	3,6	1,3
E	Debito finanziario corrente	(368,5)	‐	(8,9)	(1,0)	‐	(777,0)	‐	(3,8)	(1,9)	‐
F	Parte corrente del debito finanziario non corrente	(464,2)	‐	‐	(0,7)	(0,1)	(474,1)	‐	‐	(1,3)	(0,1)
G	Indebitamento finanziario corrente (E+F)	(832,7)					(1.251,1)
	di cui correlate		‐	(8,9)	(1,7)	(0,1)		‐	(3,8)	(3,2)	(0,1)
H	Indebitamento finanziario corrente netto (G+D)	616,0					87,6
	di cui correlate		‐	26,5	2,1	0,5		‐	(0,3)	0,4	1,2
I	Debito finanziario non corrente	(799,3)	‐	‐	(3,3)	(0,1)	(808,0)	‐	‐	(3,8)	(0,2)
J	Strumenti di debito	(3.904,5)	‐	‐	‐	‐	(3.401,3)	‐	‐	‐	‐
K	Debiti commerciali e altri debiti non correnti	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
L	Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K)	(4.703,8)					(4.209,3)
	di cui correlate		‐	‐	(3,3)	(0,1)		‐	‐	(3,8)	(0,2)
M	Totale indebitamento finanziario (H+L) Orientamenti Esma 32 - 382 - 1138	(4.087,8)					(4.121,7)
	di cui correlate		‐	26,5	(1,2)	0,4		‐	(0,3)	(3,4)	1,0
	Crediti finanziari non correnti	160,7					158,0
	di cui correlate		‐	6,1	7,3	16,7		‐	7,9	9,0	20,5
	Indebitamento finanziario netto	(3.927,1)					(3.963,7)
	di cui correlate		‐	32,6	6,1	17,1		‐	7,6	5,6	21,5

Legenda intestazione colonne parti correlate: A Società controllate non consolidate B Società collegate e a controllo congiunto C Società correlate a influenza notevole D Altre parti correlate.

2.03.05 - Elenco parti correlate

I valori riportati nella tabella al 30 giugno 2025 sono relativi alle parti correlate di seguito elencate:

Gruppo A - Società controllate non consolidate

CircularYard Srl ElettraCHP Srl HERAcquamodena Srl

Gruppo B - Società collegate e a controllo congiunto

Adria Link Srl Aimag Spa ASM SET Srl Aurora Srl Enomondo Srl H.E.P.T. Co. Ltd Natura Srl in liquidazione Oikothen Scarl in liquidazione SEA - Servizi Ecologici Ambientali Srl Set Spa Sgr Servizi Spa Tamarete Energia Srl Tre Monti Srl

Gruppo C - Parti correlate a influenza notevole

Comune di Bologna Comune di Casalecchio di Reno Comune di Cesena Comune di Ferrara Comune di Imola Comune di Modena Comune di Padova Comune di Ravenna Comune di Rimini Comune di Trieste Con.Ami Ferrara Tua Spa Ravenna Holding Spa Rimini Holding Spa

Gruppo D - Altre parti correlate

Acosea Impianti Srl Acquedotto del Dragone Impianti Srl Amir Spa - Asset Aspes Spa Calenia Energia Spa Fiorano Gestioni Patrimoniali Srl Formigine Patrimonio Srl Maranello Patrimonio Srl Romagna Acque Società delle Fonti Spa Sassuolo Gestioni Patrimoniali Srl Serramazzoni Patrimonio in liquidazione Srl Società Italiana Servizi Spa - Sis Spa asset Te.Am Società Territorio Ambiente Srl Team Srl - Assets Unica Reti Spa - Asset

Sindaci, amministratori, dirigenti strategici, familiari di dirigenti strategici ed entità correlate ai dirigenti strategici

2.03.06 - Note di commento ai rapporti con parti correlate

Gestione dei servizi

Il Gruppo Hera è concessionario in gran parte del territorio di competenza e nella quasi totalità dei territori dei Comuni azionisti relativamente alle province di Modena, Bologna, Ferrara, Forlì-Cesena, Ravenna, Rimini, Padova, Udine, Trieste, Gorizia e Pesaro dei servizi pubblici locali d'interesse economico (distribuzione di gas naturale a mezzo di gasdotti locali, servizio idrico integrato e servizi ambientali, comprensivi di spazzamento, raccolta, trasporto e avvio al recupero e allo smaltimento dei rifiuti). Il servizio di distribuzione dell'energia elettrica è svolto nei comprensori di Modena e Imola, e nei comuni di Trieste e Gorizia. Altri servizi di pubblica utilità (tra questi, teleriscaldamento urbano, servizi energia e pubblica illuminazione) sono svolti in regime di libero mercato ovvero attraverso specifiche convenzioni con gli enti locali interessati. Attraverso appositi rapporti convenzionali con gli enti locali e/o le agenzie di ambito territoriale, al Gruppo Hera è demandato anche il servizio di trattamento e smaltimento rifiuti, non già ricompreso nelle attività di igiene urbana.

Settore idrico

Il servizio idrico è gestito dal Gruppo Hera in alcuni territori di pertinenza delle regioni Emilia-Romagna, Veneto, Friuli-Venezia Giulia e Marche. Esso è svolto sulla base di convenzioni stipulate con le rispettive autorità di ambito locale, di durata variabile, normalmente ventennale.

L'affidamento al Gruppo Hera della gestione del servizio idrico integrato ha come oggetto l'insieme delle attività di captazione, potabilizzazione e distribuzione di acqua potabile a uso civile e industriale e il servizio di fognatura e depurazione. Le convenzioni stipulate con le autorità di ambito locale prevedono in capo al gestore anche l'esecuzione delle attività di progettazione e realizzazione di nuove reti e impianti funzionali all'erogazione del servizio. Le convenzioni regolano gli aspetti economici del rapporto contrattuale, le modalità di gestione del servizio, nonché gli standard prestazionali e di qualità.

La competenza sulla regolazione del servizio idrico è demandata all'autorità nazionale Arera, sia per quanto riguarda gli aspetti tariffari che della qualità del servizio. L'attuale periodo regolatorio 2024-2029 (delibera Arera 639/2023/R/idr) è il quarto periodo tariffario.

Al fine di garantire maggiore stabilità e sviluppo per il ciclo idrico, la durata del quarto periodo regolatorio è stata estesa a sei annualità, ricomprendendo pertanto il periodo 2024-2029, con l'introduzione di alcuni elementi di novità quali l'incentivazione di azioni di sostenibilità energetica e ambientale, ulteriori obiettivi di qualità tecnica, nonché l'allargamento del perimetro regolatorio alla gestione delle acque meteoriche. A ciascun gestore è riconosciuto un ricavo garantito (Vrg) indipendente dalla dinamica dei volumi distribuiti e determinato sulla base dei costi operativi (efficientabili ed esogeni), dei costi di capitale in funzione degli investimenti realizzati nonché, per l'ambito di Rimini, del risultato della procedura competitiva conclusa, a seguito della quale è stato stipulato il nuovo contratto di concessione per il periodo 2022-2039.

Per lo svolgimento del servizio il gestore si avvale di reti, impianti e altre dotazioni di sua proprietà, di proprietà dei Comuni e di proprietà delle società patrimoniali. Tali beni, facenti parte del patrimonio idrico indisponibile del gestore, oppure concessi allo stesso in uso o in affitto, al termine della concessione devono essere riconsegnati ai Comuni, società patrimoniali, autorità di ambito locale, per essere messi a disposizione del gestore subentrante. Le opere realizzate dal Gruppo Hera per il servizio idrico dovranno essere restituite ai citati enti a fronte del pagamento del valore residuo di tali beni.

I rapporti del Gruppo Hera con l'utenza sono disciplinati dai regolamenti di fornitura, nonché dalle carte dei servizi redatte sulla base di schemi di riferimento approvati dalle autorità di ambito locale, in coerenza alle disposizioni di Arera in termini di qualità del servizio e della risorsa.

Settore ambiente

Il servizio rifiuti urbani gestito dal Gruppo Hera nel territorio di competenza è svolto sulla base di convenzioni stipulate con le autorità di ambito locale e ha come oggetto la gestione esclusiva dei servizi di raccolta, trasporto, spazzamento e lavaggio delle strade, avvio al recupero e allo smaltimento dei rifiuti e altre attività minori. Le convenzioni stipulate con le autorità di ambito locale regolano gli aspetti economici del rapporto contrattuale, ma anche le modalità di organizzazione e gestione del servizio e i livelli quantitativi e qualitativi delle prestazioni erogate.

A partire dal 2020 la regolazione del servizio dei rifiuti urbani è stata attribuita ad Arera, la quale ha definito un primo biennio regolatorio 2020-2021 circoscritto alla sola gestione integrata dei rifiuti (delibera Arera 443/2019) e un successivo aggiornamento per il periodo 2022-2025 a partire dal quale sono state regolate anche le tariffe di accesso agli impianti di trattamento qualificati come impianti minimi da parte dell'ente regionale (delibera Arera 363/2021). Pertanto, il corrispettivo annuale per la gestione del servizio è stato determinato con riferimento alla citata regolazione nazionale, tenuto conto, a integrazione dei risultati, delle procedure competitive concluse per i bacini di Ravenna e Cesena, Bologna, Modena, Abano Terme, Ponte San Nicolò, Albignasego e Casalserugo.

Il servizio svolto per la gestione dei rifiuti urbani è fatturato dal Gruppo Hera ai singoli Comuni nel caso di regime Tari o ai singoli utenti nel caso di applicazione della tariffa corrispettiva puntuale.

Per l'esercizio degli impianti di trattamento dei rifiuti urbani il Gruppo Hera è soggetto all'ottenimento di autorizzazioni provinciali.

Nel rispetto del principio di continuità del servizio pubblico, ai sensi delle convenzioni in essere, il gestore è tenuto alla prosecuzione del servizio anche nei territori ove è già stata superata la data di scadenza dell'affidamento e fino alla decorrenza dei nuovi affidamenti.

Settore energia

La durata delle concessioni di distribuzione di gas naturale a mezzo di gasdotti locali, inizialmente fissata in periodi tra dieci e trenta anni dagli atti originari di affidamento stipulati con i Comuni, è stata rivista dal Decreto 164/2000 (cosiddetto Decreto Letta, di recepimento della Direttiva 98/30/CE) e da successivi interventi di riordino dei mercati dell'energia. Inrete Distribuzione Energia Spa, società del Gruppo Hera subentrata a Hera Spa nell'attività di distribuzione gas ed energia elettrica, gode degli incrementi delle durate residue previste per i soggetti gestori che hanno promosso operazioni di parziale privatizzazione e aggregazione. La durata delle concessioni di distribuzione è immutata rispetto a quella prevista all'atto della quotazione. Le convenzioni collegate alle concessioni di distribuzione hanno come oggetto la distribuzione del gas metano o altri combustibili similari, per riscaldamento, usi domestici, artigianali, industriali e per altri usi generici. Le tariffe per la distribuzione del gas sono fissate ai sensi della regolazione vigente e delle periodiche deliberazioni dell'autorità nazionale Arera.

Il territorio sul quale il Gruppo, attraverso le proprie società di distribuzione, esercisce il servizio di distribuzione del gas metano è suddiviso in ambiti tariffari nei quali, alle diverse categorie di clienti, è applicata una tariffa uniforme di distribuzione. La normativa tariffaria in vigore al momento dell'approvazione del presente bilancio semestrale consolidato è rappresentata principalmente dalla delibera Arera 587/24/R/gas del 27 dicembre 2024 (Aggiornamento delle tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas, per l'anno 2025) che ha sostituito la precedente analoga delibera 631/2023/R/gas del 28 dicembre 2023 e con cui sono state approvate, per l'anno 2025, le tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione, misura e commercializzazione del gas naturale di cui all'articolo 42 della Rtdg, le opzioni tariffarie gas diversi, di cui all'articolo 71 della Rtdg, e gli importi di perequazione bimestrale d'acconto relativi al servizio di distribuzione del gas naturale, di cui all'articolo 47 della Rtdg, per l'anno 2024. Il provvedimento proroga infine al 31 dicembre 2025 il termine di conclusione del procedimento avviato con deliberazione 634/2021/R/gas.

I valori tariffari validi dal 1° gennaio 2025 sono riportati nella tabella 1 dell'Allegato A alla delibera suddetta. Le tariffe per l'esercizio 2025 si inseriscono all'interno del cosiddetto periodo tariffario 2020-2025. Dal 1° gennaio 2020, infatti, è entrata in vigore la Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo 2020-2025 (Rtdg 2020-2025), approvata con deliberazione 570/2019/R/gas e aggiornata con la deliberazione 737/2022/R/gas.

Ai sensi di quanto previsto dall'articolo 43 della Rtdg 2020-2025, le tariffe obbligatorie di distribuzione e misura del gas naturale sono differenziate in ambiti tariffari:

• ambito nord-occidentale, comprendente le regioni Valle d'Aosta, Piemonte e Liguria;
• ambito nord-orientale, comprendente le regioni Lombardia, Trentino-Alto Adige, Veneto, Friuli-Venezia Giulia, Emilia-Romagna;
• ambito centrale, comprendente le regioni Toscana, Umbria e Marche;
• ambito centro-sud-orientale, comprendente le regioni Abruzzo, Molise, Puglia, Basilicata;
• ambito centro-sud-occidentale, comprendente le regioni Lazio e Campania;
• ambito meridionale, comprendente le regioni Calabria e Sicilia;
• ambito Sardegna, comprendente la regione Sardegna.

Il valore delle componenti tariffarie Gs, Re, Rs e Ug1 - di cui al comma 42.3, lettere c), d), e) e f) della Rtdg 2020- 2025 - è soggetto ad aggiornamento trimestrale. Per l'anno 2025, dal 1° gennaio 2025, per le componenti Gs, Rs e Ug1 sono stati applicati i valori contenuti nella tabella 8 allegata alla deliberazione 599/2024/R/com; per la componente Re è stato confermato il valore del primo trimestre 2024 della tabella 11 della deliberazione 633/2023/R/com, come successivamente rettificate dalla deliberazione 45/2024/R/com; per la componente Ug3 è stato confermato il valore del secondo trimestre 2024 (tabella 8 della delibera 113/2024/R/com).

Dal 1° aprile 2025 la deliberazione 131/2025/R/com ha confermato tutti i valori delle componenti del primo trimestre 2025. Per le componenti Gs, Rs, Ug1 è stato, pertanto, confermato il valore del primo trimestre 2025 (tabella 8 allegata alla deliberazione 599/2024/R/com), per la componente Re è stato confermato il valore del primo trimestre 2024 (tabella 11 della deliberazione 633/2023/R/com come rettificata dalla deliberazione 45/2024/com, mentre per la componente Ug3 si è applicata la tabella 8 della delibera 113/2024/R/com.

Per quanto attiene l'energia elettrica, gli affidamenti (di durata trentennale e rinnovabili ai sensi della vigente normativa) hanno come oggetto l'attività di distribuzione di energia comprendente, tra l'altro, la gestione delle reti di distribuzione e l'esercizio degli impianti connessi, la manutenzione ordinaria e straordinaria, la programmazione e l'individuazione degli interventi di sviluppo, nonché l'attività di misura. La sospensione, ovvero la decadenza della concessione, può determinarsi, a giudizio dell'Autorità nazionale, a fronte del verificarsi di inadempimenti e di violazioni imputabili alla società concessionaria che pregiudichino in maniera grave e diffusa la prestazione del servizio di distribuzione e misura dell'energia elettrica. La società concessionaria della distribuzione è obbligata ad applicare ai propri clienti (i cosiddetti utenti della distribuzione) le tariffe fissate dalle norme vigenti e dalle deliberazioni adottate dall'Autorità di settore. La normativa tariffaria, in vigore al momento dell'approvazione del bilancio semestrale consolidato, fa riferimento alla delibera dell'Autorità 616/2023/R/Eel del 27 dicembre 2023 (Regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica, per il periodo di regolazione 2024- 2027) che ha sostituito la precedente delibera dell'Autorità 654/2015/R/Eel del 23 dicembre 2015 (Regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica, per il periodo di regolazione 2016- 2023) vigente sino al 31 dicembre 2023.

Con questa deliberazione l'Autorità ha emanato le disposizioni in materia di regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica, per il periodo di regolazione 2024-2027, nonché i relativi Testi integrati per la distribuzione (Tit), la misura (Time) e per il servizio di connessione (Tic).

Le tariffe per i servizi di distribuzione e misura coprono i costi per il trasporto e la misurazione dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione. Sono applicate a tutti i clienti e hanno una struttura di tipo trinomio espressa in centesimi di euro per punto di prelievo all'anno (quota fissa), centesimi di euro per KW per anno (quota potenza) e centesimi di euro per KWh consumato (quota energia).

Le tariffe per i servizi di distribuzione e misura sono aggiornate periodicamente, ogni anno, dall'autorità nazionale Arera con idoneo provvedimento.

Per l'anno 2025 l'aggiornamento delle tariffe per l'uso delle infrastrutture dei servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica per i clienti domestici, non domestici e delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione è stato determinato con delibera 585/2024/R/Eel del 27 dicembre 2024 (Aggiornamento, per l'anno 2025, delle tariffe per l'uso delle infrastrutture per i servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica per i clienti domestici, non domestici e delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione; rettifiche del TIT e modifica della deliberazione dell'Autorità 109/2021/R/eel).

2.04 – ELENCO DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE

Società controllate

		CAPITALE			INTERESSENZ A
DENOMINAZIONE	SEDE LEGALE	SOCIALE (EURO) (*)		PERCENTUALE CONSOLIDATA
			DIRETTA	INDIRETTA	A
A.C.R. di Reggiani Albertino Spa	Mirandola (Mo)	390.000		44,70%	44,70%
AcegasApsAmga Spa	Trieste	284.677.324	100,00%		100,00%
Aliplast Spa	Istrana (Tv)	5.000.000		75,00%	75,00%
Aliplast France Recyclage Sas	La Wantzenau (Francia)	1.025.000		75,00%	75,00%
Aliplast Iberia Slu	Calle Castilla -Leon (Spagna)	815.000		75,00%	75,00%
Aliplast Polska Spzoo	Zgierz (Polonia)	1.200.000 PLN		75,00%	75,00%
Aresenergy Eood	Varna (Bulgaria)	50.000 Lev		100,00%	100,00%
AresGas Ead	Sofia (Bulgaria)	22.572.241 Lev		100,00%	100,00%
Ares Trading Eood	Varna (Bulgaria)	50.000 Lev		100,00%	100,00%
Asa Scpa	Castelmaggiore (BO)	1.820.000		38,25%	38,25%
Biorg Srl	Bologna	1.000.000		75,00%	75,00%
Black Sea Gas Company Eood	Varna (Bulgaria)	5.000 Lev		100,00%	100,00%
EstEnergy Spa	Trieste	299.925.761		100,00%	100,00%
Etra Energia Srl	Cittadella (Pd)	100.000		51,00%	51,00%
F.lli Franchini Srl	Rimini	1.100.000		100,00%	100,00%
Feronia Srl	Bologna	100.000		75,00%	75,00%
Frullo Energia Ambiente Srl	Bologna	17.139.100		38,25%	38,25%
Green Factory Srl	Pesaro	500.000		46,70%	46,70%
Herabit Spa**	Imola (BO)	27.094.468	70,16%		70,16%
Herambiente Spa	Bologna	271.648.000	75,00%		75,00%
Herambiente Servizi Industriali Srl	Bologna	5.000.000		75,00%	75,00%
Hera Comm Spa	Imola (Bo)	53.595.899	100,00%		100,00%
Hera Luce Srl	Cesena	1.000.000		100,00%	100,00%
Hera Servizi Energia Spa	Udine	13.216.899		84,50%	84,50%
Heratech Srl	Bologna	2.000.000	100,00%		100,00%
Hera Trading Srl	Trieste	22.600.000	100,00%		100,00%
HestAmbiente Srl	Trieste	1.010.000		82,50%	82,50%
Horowatt Srl	Cesena	550.000	50,00%		50,00%
Inrete Distribuzione Energia Spa	Bologna	10.091.815	100,00%		100,00%
Macero Maceratese Srl	Macerata (Mc)	1.032.912		46,70%	46,70%
Marche Multiservizi Spa	Pesaro	16.388.535	46,70%		46,70%
Marche Multiservizi Falconara Srl	Falconara Marittima (An)	100.000		46,70%	46,70%
Primagas Ad	Varna (Bulgaria)	1.149.860 Lev		97,34%	97,34%
Recycla Spa	Maniago (Pn)	90.000		75,00%	75,00%
Tiepolo Srl	Bologna	1.305.000	100,00%		100,00%
Tri-Generazione Scarl in liquidazione	Padova	100.000		71,83%	71,83%
Triveneta Luce Scarl	Vicenza	400.000		100,00%	100,00%
TRS Ecology Srl	Caorso (PC)	1.000.000		75,00%	75,00%
Uniflotte Srl	Bologna	2.254.177	100,00%		100,00%
Vallortigara Servizi Ambientali Spa	Torrebelvicino (Vi)	330.000		75,00%	75,00%
Wolmann Spa	Bologna	400.000		100,00%	100,00%

(*) ove non diversamente specificato

(**) precedentemente denominata Acantho Spa

Società a controllo congiunto

DENOMINAZIONE	SEDE LEGALE	CAPITALE SOCIALE (EURO)	PERCENTUALE POSSEDUTA		INTERESSENZ A COMPLESSIV A
			DIRETTA	INDIRETTA
Enomondo Srl	Faenza (Ra)	14.000.000		37,50%	37,50%
Set Spa	Milano	120.000	39,00%		39,00%

Società collegate

SEDE LEGALE	CAPITALE SOCIALE (EURO) (*)	PERCENTUALE POSSEDUTA		INTERESSENZ A COMPLESSIV A
		DIRETTA	INDIRETTA
Mirandola (Mo)	78.027.681	25,00%		25,00%
Rovigo	200.000		49,00%	49,00%
Camerata Picena (An)	100.000		23,25%	23,25%
Rimini	5.982.262		29,61%	29,61%
Ortona (Ch)	3.600.000	40,00%		40,00%

* Il capitale sociale della società è costituito da 67.577.681 euro di azioni ordinarie e da 10.450.000 euro di azioni correlate.

2.05 - ATTESTAZIONE DEL BILANCIO CONSOLIDATO AI SENSI DELL'ART. 154-BIS DEL D.LGS. 58/98

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2.06 - RELAZIONE DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE

KPMG S.p.A. Revisione e organizzazione contabile Via Innocenzo Malvasia, 6 40131 BOLOGNA BO Telefono +39 051 4392511 Email it-fmauditaly@kpmg.it PEC kpmgspa@pec.kpmg.it

Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato

Agli Azionisti della Hera S.p.A.

Introduzione

Abbiamo svolto la revisione contabile limitata dell'allegato bilancio consolidato semestrale abbreviato, costituito dai prospetti della situazione patrimoniale-finanziaria, del conto economico, del conto economico complessivo e delle variazioni di patrimonio netto, dal rendiconto finanziario e dalle relative note, del Gruppo Hera al 30 giugno 2025. Gli Amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato in conformità al principio contabile internazionale applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) emanato dall'International Accounting Standards Board e adottato dall'Unione Europea. E' nostra la responsabilità di esprimere una conclusione sul bilancio consolidato semestrale abbreviato sulla base della revisione contabile limitata svolta.

Portata della revisione contabile limitata

Il nostro lavoro è stato svolto secondo i criteri per la revisione contabile limitata raccomandati dalla Consob con Delibera n. 10867 del 31 luglio 1997. La revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato consiste nell'effettuare colloqui, prevalentemente con il personale della società responsabile degli aspetti finanziari e contabili, analisi di bilancio ed altre procedure di revisione contabile limitata. La portata di una revisione contabile limitata è sostanzialmente inferiore rispetto a quella di una revisione contabile completa svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) e, conseguentemente, non ci consente di avere la sicurezza di essere venuti a conoscenza di tutti i fatti significativi che potrebbero essere identificati con lo svolgimento di una revisione contabile completa. Pertanto, non esprimiamo un giudizio sul bilancio consolidato semestrale abbreviato.

Conclusioni

Sulla base della revisione contabile limitata svolta, non sono pervenuti alla nostra attenzione elementi che ci facciano ritenere che il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Hera al 30 giugno 2025 non sia stato redatto, in tutti gli aspetti significativi, in conformità al principio contabile internazionale

KPMG S.p.A. è una società per azioni di diritto italiano e fa parte del network KPMG di entità indipendenti affiliate a KPMG International Limited, società di diritto inglese.

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Società per azioni Capitale sociale Euro 10.415.500,00 i.v. Registro Imprese Milano Monza Brianza Lodi e Codice Fiscale N. 00709600159 R.E.A. Milano N. 512867 Partita IVA 00709600159 VAT number IT00709600159 Sede legale: Via Vittor Pisani, 25 20124 Milano MI ITALIA

Gruppo Hera Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato 30 giugno 2025

applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) emanato dall'International Accounting Standards Board e adottato dall'Unione Europea.

Bologna, 1° agosto 2025

KPMG S.p.A.

Renato Naschi Socio