Alerion Cleanpower

Interim / Quarterly Report • Jul 28, 2023

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2023

Relazione Finanziaria Semestrale 2023

RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE

Pagina | 2

INDICE

• Organi Societari 4
• Struttura del Gruppo 5

Relazione Intermedia sulla Gestione 6

• Localizzazione impianti operativi 7
  • Premessa 8
• Fatti di rilievo avvenuti nel corso del semestre 8
  • Indicatori alternativi di performance 8
    • Alerion Clean Power in Borsa 10
      • Sintesi dei risultati 11
  • Criteri di redazione degli schemi riclassificati 12
• Andamento economico-finanziario del Gruppo 13
  • Quadro normativo di riferimento 20
    • Principali rischi e incertezze 22
  • Operazioni con parti correlate e infragruppo 24
• Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre e prevedibile evoluzione
  • della gestione ²⁵
  • Altre informazioni 26

Bilancio consolidato semestrale abbreviato 29

• Prospetti contabili consolidati 30
  • Note esplicative 36
• Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato 97
• Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato ⁹⁸

ORGANI SOCIETARI

Consiglio di Amministrazione*

Josef Gostner	Presidente e Amministratore Delegato 1
Stefano Francavilla	Vicepresidente e Amministratore Delegato 1
Patrick Pircher	Consigliere e Amministratore Delegato 1
Antonia Coppola	Consigliere 2 4
Nadia Dapoz	Consigliere 2 3 4
Carlo Delladio	Consigliere 2 3 4
Elisabetta Salvani	Consigliere 2
Germana Cassar	Consigliere 3
Pietro Mauriello	Consigliere
Stefano D'Apolito	Consigliere

• 1 Membri con deleghe operative
• 2 Membri del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità
• 3 Membri del Comitato Remunerazione e Nomine
• 4 Membri del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate

Collegio Sindacale

Francesco Schiavone Panni	Presidente
Loredana Conidi	Sindaco effettivo
Alessandro Cafarelli	Sindaco effettivo
Alice Lubrano	Sindaco supplente
Roger Demoro	Sindaco supplente

Dirigente Preposto (L. 262/05)

Stefano Francavilla

Società di Revisione

KPMG S.p.A.
Via Vittor Pisani 25
20124 Milano

STRUTTURA DEL GRUPPO ALERION

RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

PREMESSA

La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito "Capogruppo" o "Alerion") è una società di capitali organizzata secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano – EURONEXT MILAN. La sede del Gruppo Alerion (di seguito "Gruppo" o "Gruppo Alerion") è a Milano in via Renato Fucini 4.

La presente relazione finanziaria semestrale consolidata è stata redatta ai sensi dell'art. 154 ter del D.Lgs. 24/02/98 n° 58 ed in osservanza al regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni.

La presente relazione finanziaria semestrale consolidata include il bilancio consolidato semestrale abbreviato, redatto secondo lo IAS 34 con le integrazioni di informativa ritenute utili per una più chiara comprensione della situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo per il periodo di sei mesi chiuso al 30 giugno 2023. Per tale motivo il menzionato bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letto congiuntamente con il bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2022.

La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2023 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 27 luglio 2023.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DEL SEMESTRE

Si segnalano di seguito i principali eventi di rilievo che hanno caratterizzato il primo semestre 2023:

In data 21 aprile 2023, Alerion Clean Power S.p.A. ("Alerion") ha perfezionato un accordo con RWE Renewables Italia S.r.l. ("RWE") che ha portato all'acquisizione del 51% del capitale sociale delle società Fri-El Anzi S.r.l. e Fri-El Guardionara S.r.l., di cui Alerion stessa già detiene il restante 49% del capitale sociale.

Fri-el Anzi e Fri-el Guardionara sono titolari di due parchi eolici, siti rispettivamente nel comune di Anzi (PZ), con una potenza installata di 16 MW, e nel comune di San Basilio (CA), con una potenza installata di 24,7 MW. L'accordo ha previsto anche la cessione da parte di Alerion di una quota di minoranza del 49% nel capitale sociale della società Andromeda Wind S.r.l. (di cui RWE già detiene il restante 51% del capitale sociale), titolare di un parco eolico sito nel comune di Ururi (CB), con una potenza installata di 26 MW.

Il prezzo corrisposto per l'acquisto delle partecipazioni di Fri-el Anzi e di Fri-el Guardionara è stato rispettivamente pari a 18,8 milioni di euro e 25,5 milioni di euro, mentre il prezzo incassato per la vendita della partecipazione di Andromeda Wind è stato pari a 26,5 milioni di euro.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Il Gruppo utilizza alcuni Indicatori Alternativi di Performance, per (i) monitorare l'andamento economico e finanziario del Gruppo, (ii) anticipare eventuali tendenze del business per poter intraprendere tempestivamente le eventuali azioni correttive e (iii) definire le strategie di investimento e gestionali e la più efficace allocazione delle risorse. Si ritiene che gli Indicatori Alternativi di Performance siano un ulteriore importante parametro per la valutazione della performance del Gruppo, in quanto permettono di monitorare più analiticamente l'andamento economico e finanziario dello stesso. Ai fini di una corretta lettura degli Indicatori Alternativi di Performance presentati nella presente Relazione Finanziaria Annuale, si segnala che:

• la determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance utilizzati dall'Emittente non è disciplinata dagli IFRS e tali indicatori non devono essere considerati come misure alternative a quelle fornite dai prospetti di bilancio del Gruppo per la valutazione dell'andamento economico del Gruppo e della relativa posizione finanziaria;
• gli Indicatori Alternativi di Performance devono essere letti congiuntamente ai prospetti di bilancio del Gruppo;
• gli Indicatori Alternativi di Performance sono determinati (o ricavati) sulla base dei dati storici del Gruppo, risultanti dai Bilanci, dalla contabilità generale e gestionale, e di elaborazioni effettuale dal management, in accordo con quanto previsto dalle raccomandazioni contenute nel documento predisposto dall'ESMA, n. 1415 del 2015, così come recepite dalla Comunicazione CONSOB n. 0092543 del 3 dicembre 2015.
• gli Indicatori Alternativi di Performance non sono stati assoggettati ad alcuna attività di revisione e non devono essere interpretati come indicatori dell'andamento futuro del Gruppo;
• la modalità di determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance, come precedentemente indicato, non è disciplinata dai principi contabili di riferimento per la predisposizione dei bilanci e quindi il criterio applicato dal Gruppo per la relativa determinazione potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi; pertanto gli Indicatori Alternativi di Performance rappresentati dall'Emittente potrebbero non essere comparabili con quelli eventualmente presentati da altri gruppi.

Di seguito sono riportati gli indicatori alternativi di performance contenuti nella presente relazione finanziaria semestrale

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) è rappresentato dal risultato operativo al lordo degli ammortamenti e svalutazioni. L'EBITDA così definito rappresenta una misura utilizzata dal management per monitorare e valutare l'andamento operativo della stessa.

L'indebitamento finanziario è determinato in base alle indicazioni dell'ESMA contenute nel paragrafo 175 degli "Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del regolamento sul prospetto" (04/03/2021 | ESMA32-382- 1138). L'indebitamento finanziario non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS.

L'indebitamento finanziario (al netto dei derivati) è calcolato come indebitamento finanziario, escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti.

L'indebitamento finanziario contabile è calcolato come somma delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti, delle attività finanziarie correnti e non correnti, dei crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti, delle passività finanziarie correnti e non correnti, del valore equo degli strumenti finanziari di copertura e delle altre attività finanziarie non correnti, al netto dell'indebitamento finanziario risultante dalle attività destinate ad essere cedute. L'indebitamento finanziario contabile non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione applicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.

L'indebitamento finanziario contabile (al netto dei derivati) è calcolato come indebitamento finanziario contabile escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti. Peraltro, si osserva che l'indebitamento finanziario (esclusi derivati) è riportato anche in quanto rilevante ai fini della determinazione dei parametri finanziari come previsto nel regolamento de tre prestiti obbligazionari emessi dal Gruppo rispettivamente il 19 dicembre 2019, il 3 novembre 2021 ed il 17 maggio 2022, in linea con i criteri di cui al "Green-Bond Framework" adottato dalla Società.

L'indebitamento finanziario Lordo è calcolato come somma delle passività finanziarie correnti e non correnti, del valore equo degli strumenti finanziari. L'indebitamento finanziario contabile non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione applicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.

Il Capitale Investito Netto è calcolato come somma algebrica delle Immobilizzazioni e delle Attività e Passività non finanziarie.

ALERION CLEAN POWER IN BORSA

Al 30 giugno 2023 il prezzo di riferimento del titolo ALERION presenta una quotazione di 28,60 euro, in diminuzione (-11%) rispetto a quella al 31 dicembre 2022, quando risultava pari a 32,20 euro, dopo aver distribuito un dividendo pari a 0,65 euro per azione in data 10 maggio 2023.

Nel periodo in esame, i primi 6 mesi 2023, la quotazione del titolo Alerion si è attestata tra un minimo di 25,45 euro il 25 aprile 2023 ed un massimo di 34,05 euro il 3 gennaio 2023 come riportato nel grafico di seguito esposto relativo ai dati medi mensili consuntivati dal titolo nel semestre in esame:

Si riportano di seguito alcuni dati afferenti ai prezzi ed ai volumi del titolo ALERION relativi al periodo dei 6 mesi 2023.

Prezzo dell'azione	Euro
Prezzo di riferimento al 30/06/2023	28,60
Prezzo massimo (03/01/2023)	34,05
Prezzo minimo (25/04/2023)	25,45
Prezzo medio	30,23

La capitalizzazione di borsa al 30 giugno 2023 ammonta a circa 1.551 milioni di euro (1.746 milioni alla fine del 2022). Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è pari a 53.892.905.

Volumi scambiati	N. Azioni
Volume massimo (25/04/2023)	34.488
Volume minimo (08/06/2023)	2.712
Volume medio	39.219

SINTESI DEI RISULTATI

Dati economici (milioni di euro)	I Semestre 2023	I Semestre 2022
Ricavi	111,5	141,0
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	88,0	126,0
Risultato Netto	50,5	44,7
Risultato Netto di Gruppo	50,1	43,1
Dati patrimoniali (milioni di euro)	30.06.2023	31.12.2022
Patrimonio Netto	307,6	305,0
Indebitamento Finanziario*	414,2	385,5
Indebitamento Finanziario* (esclusi derivati)	414,3	387,6
Dati Operativi	I Semestre 2023	I Semestre 2022
Potenza Lorda (MW)	866,6	821,6
Produzione di energia elettrica (GWh) (1)	695,4	678,7
Produzione di energia elettrica (GWh) - Impianti consolidati integralmente	654,8	609,2

(1) Impianti consolidati integralmente e in partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138

CRITERI DI REDAZIONE DEGLI SCHEMI RICLASSIFICATI

Si riporta qui di seguito la descrizione dei criteri adottati nella predisposizione del prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata e del conto economico consolidato riclassificati al 30 giugno 2023 inseriti e commentati rispettivamente nel successivo paragrafo "Andamento economico finanziario del Gruppo".

Prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata riclassificata al 30 giugno 2023

Le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Immobilizzazioni, tale voce si suddivide nelle seguenti sottovoci:

• Immobilizzazioni Immateriali: tale voce include: i) "Diritti e concessioni" per 248,5 milioni di euro, ii) "Costi di sviluppo" per 15,2 milioni di euro, iii) le voci "Brevetti ed opere d'ingegno" e "Altre immobilizzazioni immateriali", pari complessivamente a 0,2 milioni di euro, iv) Immobilizzazioni immateriali in corso" per 1,4 milioni di euro (nota " 4- 5").
• Immobilizzazioni Materiali: tale voce include: i) "Terreni" per 29,4 milioni di euro, i) "Fabbricati" per 5,8 milioni di euro, iii) "Impianti e macchinari" per 442,2 milioni di euro, iv) "Altri beni" per 2,2 milione di euro e v) "Immobilizzazioni in corso" per 102,3 milioni di euro, relativi a investimenti sui parchi eolici (nota "6").
• Immobilizzazioni Finanziarie: tale voce include il valore delle partecipazioni iscritte tra le attività finanziarie non correnti nella voce "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto" per 23,2 milioni di euro (nota "7").
• Crediti Finanziari non Correnti: tale voce include il valore dei Crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti, per 10,6 milioni di euro (nota "19").

Altre attività e passività non finanziarie, la voce si riferisce a i)"Crediti commerciali" vantati sia nei confronti di imprese collegate che nei confronti di altre imprese per un ammontare complessivo pari a 14 milioni di euro (nota "10"), ii) "Attività per imposte anticipate" per 32,1 milioni di euro (nota "34"), iii) "Crediti tributari" (nota "11") e "Crediti vari e altre attività correnti" (nota "12") per complessivi 43,1 milioni di euro, iv) "Debiti commerciali" per un ammontare complessivo pari a 54,9 milioni di euro (nota "14"), v) "TFR e altri fondi relativi al personale" per 1,2 milioni di euro (nota "25"), vi) "Fondo imposte differite" per 54,3 milioni di euro (nota "34"), vii) "Fondi per rischi ed oneri futuri" per 56,4 milioni di euro (nota "26"), viii) "Debiti vari e altre passività non correnti" per 17,7 milioni di euro (nota "13"), ix) "Debiti Tributari" per 65,1 milioni di euro (nota "15"), x) "Debiti vari e altre passività correnti" per 17,5 milioni di euro (nota "16"), xi) Crediti vari e altre attività non correnti" (nota "8") per complessivi 1,2 milioni di euro, xii) Rimanenze" per complessivi 9,6 milioni di euro (nota "9"),

Liquidità, include la voce "Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti" per 236,5 milioni di euro (nota "21").

Altre attività e passività finanziarie, la voce include: i) "Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti" per 75,5 milioni di euro (nota "20"); ii) "Passività finanziarie non correnti" per 656,3 milioni di euro (nota 22"); iii) "Passività finanziarie correnti" per 69,9 milioni di euro (nota "23"); e iv) "Strumenti derivati", classificati tra le attività e le passività correnti e non correnti, per un valore netto di 8,2 milioni di euro (nota "24").

Conto economico riclassificato consolidato al 30 giugno 2023 le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Ricavi, tale voce include i) ricavi da "Vendite di energia" e da "Vendite incentivi" per 86,4 milioni di euro, ii) "Altri ricavi e proventi diversi" pari a 25,1 milioni di euro (note "28" e "29").

Proventi (oneri) finanziari tale voce include i) il saldo netto da "Proventi (oneri) finanziari" per (8,7) milioni di euro (nota "32").

Imposte tale voce include i) il saldo netto da "Correnti" pari a (13,3) milioni di euro e, ii) "Differite" pari a 4 milioni di euro (nota "34").

ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO DEL GRUPPO

Il primo semestre 2023 è stato caratterizzato da un contesto geopolitico ed economico molto complicato. Lo scenario del mercato energetico continua ad essere volatile ed incerto, seppur in graduale stabilizzazione rispetto alla situazione di eccezionale complessità manifestatasi nel corso del 2022, e si presenta con prezzi di vendita dell'energia elettrica in forte contrazione rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

L'andamento economico gestionale del primo semestre 2023 è stato caratterizzato da una produzione elettrica degli impianti consolidati integralmente pari a 654,8 GWh, in aumento rispetto a quanto rilevato nell'analogo periodo del 2022, pari a 609,2 GWh, nonostante la scarsa ventosità rilevata rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente, grazie soprattutto alla piena operatività dell'impianto di Orta Nova (entrato in esercizio alla fine del primo semestre 2022), degli impianti fotovoltaici entrati in esercizio nel corso del primo semestre 2023 e al contributo derivante dall'operazione di asset swap conclusasi nel corso del semestre corrente.

In particolare, ad aprile 2023 Alerion Clean Power S.p.A. ha perfezionato l'acquisizione, nell'ambito dell'operazione con RWE Renewables Italia S.r.l. (cfr. comunicato stampa di 21 aprile 2023), del restante 51% di Fri-El Anzi S.r.l. e di Fri-El Guardionara S.r.l., titolari di due parchi eolici, siti rispettivamente nel comune di Anzi (PZ), con una potenza installata di 16 MW, e nel comune di San Basilio (CA), con una potenza installata di 24,7 MW. L'accordo con RWE ha previsto inoltre la cessione della quota di minoranza in Andromeda Wind S.r.l., titolare di un parco eolico di 26 MW.

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato

	I Semestre	I Semestre
(Valori in Milioni di Euro)	2023	2022
Ricavi operativi	86,4	138,4
Altri ricavi	25,1	2,6
Ricavi	111,5	141,0
Costo delle risorse umane	(4,9)	(2,4)
Altri costi operativi	(20,7)	(19,3)
Costi operativi	(25,6)	(21,7)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	2,1	6,7
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	88,0	126,0
Ammortamenti e svalutazioni	(42,4)	(20,8)
Risultato Operativo (EBIT)	45,6	105,2
Proventi (oneri) finanziari	14,2	(8,3)
Risultato ante imposte (EBT)	59,8	96,9
Imposte	(9,3)	(52,2)
Risultato Netto	50,5	44,7
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0,4	1,6
Risultato Netto di Gruppo	50,1	43,1

I Ricavi del primo semestre 2023 ammontano a 111,5 milioni di euro (141 milioni di euro nel primo semestre 2022) in riduzione rispetto al periodo precedente. In particolare, nel primo semestre 2023 i Ricavi operativi sono pari a 86,4 milioni di euro, in contrazione rispetto allo stesso periodo del 2022 (138,4 milioni di euro), principalmente a seguito alla decisa flessione dei prezzi di mercato nonostante il pieno

contributo derivante dalle acquisizioni effettuate ad inizio del 2023, all'entrata in esercizio dei parchi sviluppati internamente ed entrati in operatività progressivamente nella seconda parte del 2022 e ad inizio 2023.

I Ricavi Operativi includono gli effetti delle coperture sull'andamento del prezzo dell'energia elettrica sottoscritte su parte della produzione del primo trimestre 2023 al fine di ridurre il rischio di volatilità dei prezzi. Tali contratti di copertura in linea con le prassi di settore hanno comportato un effetto correttivo imputato a diretto incremento dei ricavi derivanti dalle vendite di energia elettrica pari a 8,4 milioni di euro a valere sul primo semestre.

La riduzione dei ricavi operativi, indicata in precedenza, riflette sia la contrazione dei prezzi legati alle vendite di energia elettrica sia la diminuzione del valore unitario degli incentivi per gli impianti eolici incentivati, che sulla base del meccanismo previsto dalla Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" risulta nullo per l'anno 2023, rispetto ai 42,9 euro per MWh del 2022.

Si riporta di seguito un dettaglio dei prezzi zonali medi e del PUN relativi al territorio italiano per il primo semestre 2023 e quello 2022:

Scenario Prezzi (Euro/Mwh)	H1 2023	H1 2022	∆	∆ %
PUN - Prezzo di riferimento elettricità Italia	135,0	249,1	(114,1)	-46%
Prezzo energia elettrica zona Nord	135,6	251,1	(115,5)	-46%
Prezzo energia elettrica zona Centro Nord	135,7	250,8	(115,1)	-46%
Prezzo energia elettrica zona Centro Sud	134,4	245,6	(111,2)	-45%
Prezzo energia elettrica zona Sud	132,7	242,8	(110,1)	-45%
Prezzo energia elettrica Sardegna	134,4	245,5	(111,1)	-45%
Prezzo energia elettrica Sicilia	132,7	246,4	(113,7)	-46%
Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) Italia	-	42,9	(42,9)	-100%
Prezzo energia elettrica Spagna	88,9	205,6	(116,7)	-57%
Prezzo energia elettrica Romania*	108,2	219,1	(110,9)	-51%

*Il prezzo medio comparativo della Romania fa rimento all'intero anno 2022

Con la Deliberazione 27/2023/R/efr del 31 gennaio 2023 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2023 (FIP 2022), il valore medio annuo registrato nel 2022 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 298,05 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2023, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è nullo. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza, di seguito la tabella riepilogativa dei prezzi medi degli incentivi per gli anni 2021, 2022 e 2023:

Nel 2023 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente è stato pari a 142,4 euro per MWh, rispetto a 283 euro per MWh del medesimo periodo del 2022. In particolare:

Scenario Prezzi per tariffa incentivante (Euro/Mwh)	2023	2022	2021
Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) - Italia	0,0	42,9	109,4

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel 2023 per gli impianti consolidati integralmente è stato pari a 142,4 euro per MWh, rispetto a 240,1 euro per MWh del medesimo periodo del 2022;

• il prezzo medio degli incentivi nel 2023 è stato nullo (42,9 euro per MWh nel medesimo periodo del 2022).

l parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.

Gli Altri Ricavi sono pari a 25,1 milioni di euro (2,6 milioni di euro nel primo semestre 2022) e risentono della plusvalenza realizzata per l'operazione di cessione della partecipata Andromeda Wind S.r.l., pari a circa 14 milioni di euro. La voce include anche indennizzi assicurativi per 4,4 milioni di euro oltre a consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società terze e di società consolidate con il metodo del patrimonio netto.

Vengono di seguito riportati i dati della produzione di energia elettrica dei parchi eolici operativi del Gruppo validi per il periodo del primo semestre 2023:

Produzione Impianti Alerion	Potenza Lorda (MW)	Potenza Consolidata (MW)	Produzione consolidata (MWh)
Impianti Società Controllate (consolidate integralmente)			30 giu 2022	30 giu 2023
Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona
Nord	19,8	19,8	25.335	26.594
Centro Sud	116,3	116,3	120.803	119.460
Sud	210,2	210,2	136.374	183.962
Sicilia	164,2	164,2	131.840	125.955
Sardegna	155,2	155,2	127.321	121.766
Totale	665,7	665,7	541.673	577.737
Impianti eolici operativi Estero
Spagna	36,0	36,0	48.782	47.520
Bulgaria	12,0	12,0	16.596	14.711
Totale	48,0	48,0	65.378	62.231
Impianti fotovoltaici operativi Estero
Romania	80,0	80,0	2.104	14.860
Totale	80,0	80,0	2.104	14.860
Totale impianti Società Controllate	793,7	793,7	609.155	654.828
Impianti eolici in società la cui partecipazione è consolidata
con il metodo del Patrimonio Netto (1)
Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona
Centro Sud	15,0	7,5	6.413	6.132
Sud	58,0	29,0	51.871	34.408
Sardegna	0,0	0,0	11.272	0
Totale	73,0	36,5	69.556	40.540
Totale	866,7	830,2	678.711	695.369
(1) Impianti detenuti da partecipazioni consolidate con il
metodo del patrimonio netto per effetto dell'applicazione
dell' IFRS 11

Il Margine operativo lordo (EBITDA) del primo semestre 2023 è pari a 88 milioni di euro, rispetto a 126 milioni di euro dell'analogo periodo del 2022 e riflette, come detto in precedenza, pur in un contesto di contrazione dei prezzi di vendita di energia elettrica, l'incremento dei volumi di produzione elettrica per circa 46 GWh rispetto al 2022 e gli effetti positivi rinvenienti dalla cessione della partecipazione di minoranza in Andromeda Wind S.r.l.. Si evidenzia che al 30 giugno 2023 il risultato delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto, incluso nel Margine Operativo Lordo, è pari a 2,1 milioni di euro in diminuzione rispetto al primo semestre 2022 quando misurava 6,7 milioni di euro.

Il Risultato ante imposte è pari a 59,8 milioni di euro, in diminuzione rispetto al primo semestre 2022 quando era pari a 96,9 milioni di euro, principalmente per effetto della contrazione dei prezzi dell'energia. Il Risultato ante imposte include gli effetti dell'operazione di acquisizione perfezionata con RWE nel corso del primo trimestre 2023, nella voce Proventi (oneri) finanziari in cui è stato rilevato un provento di 22,9 milioni di euro per la rivalutazione delle attività nette già di pertinenza del Gruppo al fair value determinato in sede di acquisto del restante 51% e nella voce Ammortamenti e Svalutazioni in cui è stato rilevato l'adeguamento della valutazione di suddette attività nette, a seguito delle procedure di impairment test svolte al 30 giugno 2023, per 16,9 milioni di euro. Inoltre, il Risultato ante imposte include maggiori oneri finanziari riconducibili al Prestito Obbligazionario 2022-2028 emesso il 15 maggio 2022 e

maggiori ammortamenti per effetto dell'entrata in esercizio dei parchi eolici siti nel comune di Ortanova al termine del primo semestre 2022.

Il Risultato Netto del primo semestre 2023 è pari a 50,5 milioni di euro, in linea con quanto rilevato nel primo semestre 2022, dopo imposte di periodo per circa 9,3 milioni di euro (pari a 52,2 milioni di euro nel primo semestre 2022). Nel 2022 le imposte includevano oltre agli effetti di periodo anche 25,9 milioni di euro relativi alle misure adottate dal Governo con l'art. 37 del Decreto Legge n. 21 del 21 marzo 2022 (cosiddetto "Decreto Taglia Prezzi") modificato poi con il con il Decreto Legge n. 50 del 17 maggio 2022 (cosiddetto "Decreto Aiuti") che aveva introdotto il contributo a titolo di prelievo solidaristico straordinario (cosiddetto "Prelievo sugli extra-profitti") a carico delle società operanti nel settore energetico.

Il Risultato Netto di Gruppo del primo semestre 2023 è pari a 50,1 milioni di euro (pari a 43,1 milioni di euro nel primo semestre 2022).

Il Risultato Netto di Terzi del primo semestre 2023 è pari a 0,4 milioni di euro (in diminuzione rispetto al dato al 30 giugno 2022, pari a 1,6 milioni di euro).

Risultati patrimoniali e finanziari

CONSOLIDATO ALERION - Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria riclassificata

	30.06.2023	31.12.2022
Immobilizzazioni Immateriali	265,3	197,8
Immobilizzazioni Materiali	581,8	543,4
Immobilizzazioni Finanziarie	23,2	56,6
Crediti finanziari non correnti	18,6	17,6
Immobilizzazioni	888,9	815,4
Altre attività e passività non finanziarie	(167,1)	(124,9)
CAPITALE INVESTITO NETTO	721,8	690,5
Patrimonio netto di Gruppo	301,7	298,8
Patrimonio netto di Terzi	5,9	6,2
Patrimonio Netto	307,6	305,0
Liquidità	236,5	226,6
Altre attività e passività finanziarie	(650,7)	(612,1)
Indebitamento finanziario *	(414,2)	(385,5)
PATRIMONIO NETTO + INDEBITAMENTO FINANZIARIO*	721,8	690,5

Area di Consolidamento

Le variazioni intervenute nel semestre nell'area di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2022 si riferiscono principalmente all'operazione conclusasi con "RWE" che ha portato ad acquisire il restante 51% di due società titolari ciascuna di un parco eolico. Il restante 49% era già di proprietà di Alerion e le relative attività nette erano rilevate tra le società valutate al patrimonio netto.

Si segnala inoltre che nel corso del primo semestre 2023 il Gruppo ha continuato le attività di sviluppo in Romania acquisendo 4 nuove società, di cui 3 titolari di ognuna rispettivamente di un parco fotovoltaico e una titolare di un parco eolico.

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2023 sono pari a 847,1 milioni di euro (741,2 milioni di euro al 31 dicembre 2022). Le immobilizzazioni risultano in aumento rispetto al valore al 31 dicembre 2022 per 105,9 milioni di euro dopo ammortamenti e svalutazioni complessivamente pari a 42,4 milioni di euro. L'incremento è relativo ai maggiori investimenti realizzati nel corso del 2023 principalmente in Italia e in Romania.

Si segnala che la voce "Altre Attività e Passività non finanziarie" include al 30 giugno 2023 crediti per la vendita di energia elettrica e Incentivi per un totale di 10,8 milioni di euro (18,7 milioni di euro al 31 dicembre 2022). In particolare, i crediti da tariffa incentivante nei confronti del Gestore dei Servizi Energetici (GSE), sono pari a 0,1 milioni di euro (3 milioni di euro al 31 dicembre 2022).

Il Patrimonio Netto di Gruppo al 30 giugno 2023 è pari a 301,7 milioni di euro, in aumento di 2,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2022 quando risultava paria a 298,8 milioni di euro. La variazione è principalmente conseguente: i) alla quota attribuibile al Gruppo dell'utile netto di periodo pari a 50,1 milioni di euro; ii) alla variazione negativa del fair value degli strumenti derivati su finanziamenti bancari in project financing e degli strumenti derivati commodity swap sul prezzo di vendita dell'energia elettrica, al netto dell'effetto fiscale, per 8,8 milioni di euro, iii) alla distribuzione di dividendi per 35 milioni di euro, come da delibera del 20 aprile 2023 iv) all'acquisto di azioni proprie per 3,6 milioni di euro.

L'Indebitamento Finanziario al 30 giugno 2023 è pari a 414,2 milioni di euro, in riduzione di 28,7 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2022 quando risultava pari a 385,5 milioni euro, la variazione riflette principalmente gli investimenti effettuati nel semestre in Romania ed in Italia al netto del cash flow operativo generato nel periodo influenzato negativamente dalla contrazione dei prezzi dell'energia elettrica. Si fornisce di seguito il dettaglio dell'indebitamento finanziario al 30 giugno 2023 e al 31 dicembre 2022:

CONSOLIDATO ALERION - Indebitamento finanziario

	30.06.2023	31.12.2022
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	236,5	226,6
Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	236,5	226,6
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	78,4	76,0
Liquidità	314,9	302,6
Passività finanziarie correnti
Debito corrente per linee bancarie	(40,2)	(0,1)
Debiti correnti per strumenti derivati	(2,8)	-
Debito finanziario corrente	(43,0)	(0,1)
Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing	(20,6)	(34,0)
Debiti correnti per Lease	(1,2)	(1,1)
Debito corrente verso Obbligazionisti	(6,7)	(3,1)
Debito corrente verso altri finanziatori	(1,3)	(0,3)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	(29,8)	(38,5)
Indebitamento finanziario corrente	(72,8)	(38,6)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO	242,1	264,0
Passività finanziarie non correnti
Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing	(134,1)	(127,7)
Debito non corrente verso altri finanziatori	(10,2)	(10,4)
Debiti non correnti per Lease	(16,1)	(16,0)
Debito finanziario non corrente	(160,4)	(154,1)
Debito non corrente verso Obbligazionisti	(495,9)	(495,4)
Strumenti di debito	(495,9)	(495,4)
Debiti commerciali e altri debiti non correnti	-	-
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE	(656,3)	(649,5)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO*	(414,2)	(385,5)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO (esclusi i Derivati)	(414,3)	(387,6)
Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti	10,6	8,0
Crediti finanziari non correnti per strumenti derivati	8,0	9,7
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE	(395,6)	(367,8)
(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138

Per il prospetto dell'indebitamento finanziario esposto sulla base del nuovo schema previsto dall'orientamento ESMA 32-232-1138 del 4 marzo 2021, si rimanda alle note di commento della posizione finanziaria netta.

La variazione dell'Indebitamento Finanziario riflette principalmente quindi: i) i flussi di cassa generati dalla gestione operativa pari a circa 68 milioni di euro; ii) i flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento pari complessivamente a circa 38,3 milioni di euro relativi principalmente agli investimenti effettuati in Romania e in Italia iii) la spesa per gli oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli strumenti derivati complessivamente pari a 25,1 milioni di euro iv) i dividendi ricevuti dalle società partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto pari a 1,8 milioni di euro e v) i dividendi corrisposti nel periodo per 35 milioni di euro.

Il prospetto seguente riporta la struttura dell'indebitamento finanziario del Gruppo determinato in base alle indicazioni dell'ESMA contenute nel paragrafo 175 degli "Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del regolamento sul prospetto" (04/03/2021 | ESMA32-382-1138) evidenzia inoltre i parametri finanziari oggetto dei covenant previsti nei regolamenti dei prestiti obbligazionari emessi dalla società ed attualmente sul mercato regolamentato, nello specifico il "prestito obbligazionario 2019-2025", il "prestito obbligazionario 2021-2027" emesso nel corso 2021 e il "prestito obbligazionario 2022-2028" emesso nel corso dell'ultimo esercizio, tutti classificati come "Green Bond". Si segnala che alla data del 31 dicembre 2022 i covenant risultavano rispettati.

Il prospetto seguente mostra le diverse componenti gestionali dei flussi di cassa con evidenza delle variazioni sull'Indebitamento Finanziario:

(valori in milioni di euro )	I Semestre 2023	I Semestre 2022
Flussi di cassa generati dalla gestione operativa	68,0	126,5
Flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento	(38,3)	(57,7)
Oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair
value degli strumenti derivati	(25,1)	3,7
Dividendi ricevuti dalle società le cui partecipazioni sono
valutate con il metodo del patrimonio netto	1,8	8,3
Dividendi liquidati	(35,1)	(24,6)
Variazione dell'Indebitamento finanziario*	(28,7)	56,2
Indebitamento finanziario* all'inizio periodo	(385,5)	(502,5)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO* A FINE PERIODO	(414,2)	(446,3)

(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138

La leva finanziaria ("leverage"), espressa come rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, al 30 giugno 2023 è pari al 57,4% (55,8% al 31 dicembre 2022).

L'Indebitamento Finanziario (esclusi derivati) al 30 giugno 2023, è pari a 414,3 milioni di euro (387,6 milioni di euro al 31 dicembre 2022).

Le Disponibilità Liquide del Gruppo sono pari a 236,5 milioni di euro al 30 giugno 2023, in aumento di 9,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2022 quando risultavano pari a 226,6 milioni di euro. Le principali variazioni del periodo comprendono principalmente gli effetti netti rinvenienti dall'operazione con RWE ed il tiraggio di linee di credito per circa 40 milioni di euro si rimanda al rendiconto finanziario consolidato per un'analisi dettagliata dei movimenti del periodo

L'Indebitamento finanziario corrente al 30 giugno 2023, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota corrente, è pari a 72,8 milioni di euro, in aumento di 34,2 milioni di euro rispetto al valore del 31 dicembre 2022, in cui era pari a 38,6 milioni di euro. La variazione è riconducibile principalmente i) all'incremento degli affidamenti utilizzati dalla controllante Alerion Clean Power per 40 milioni di euro nel periodo e ii) alla variazione Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing in diminuzione per 13,4 milioni di euro.

L'Indebitamento finanziario non corrente al 30 giugno 2023, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota non corrente, è pari a 656,3 milioni di euro (649,5 milioni di euro al 31 dicembre 2022) ed includono (i) il debito verso obbligazionisti per 495,9 milioni di euro composto dal valore prestito obbligazionario 2019-2025 sottoscritto il 12 dicembre 2019, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 1,3 milioni di euro, al prestito obbligazionario 2021-2027 sottoscritto il 3 novembre 2021, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 1,6 milioni di euro, e al prestito obbligazionario 2022-2028 sottoscritto il 17 maggio 2022, pari a 100 milioni di euro al netto dei costi accessori di 1,2 milioni di euro (ii) le quote a medio lungo termine dei finanziamenti in project financing,

pari a 134,1 milioni di euro, diminuite per le rate scadute al 30 giugno 2023, (iii) la quota a medio lungo termine delle passività finanziarie per leasing in linea con quanto previsto dal principio contabile "IFRS 16 – LEASES" per 16,1 milioni di euro.

I Crediti Finanziari e le altre attività finanziarie non correnti al 30 giugno 2023 sono pari a 18,6 milioni di euro, in diminuzione rispetto al 31 dicembre 2022 per 0,9 milioni di euro, e si riferiscono principalmente ai crediti finanziari verso società consolidate con il metodo del patrimonio netto e ai crediti per strumenti derivati rilevati in seguito alla variazione positiva del fair value degli stessi nel corso del semestre.

Per i termini e le condizioni relativi ai rapporti con parti correlate si rimanda alla nota "Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 30 giugno 2023".

QUADRO NORMATIVO DI RIFERIMENTO

Nel seguito sono illustrati i provvedimenti di maggior rilievo che hanno caratterizzato il quadro normativo di riferimento per il settore nel corso del primo semestre 2023.

Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi"

Con la Deliberazione 27/2023/R/EFR del 31 gennaio 2023 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2023 (FIP 2023), il valore medio annuo registrato nel 2022 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 298,05 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2023, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è nullo. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza.

Nuovi obiettivi europei al 2030 per fonti rinnovabili ed efficienza energetica

Nel corso del 2018 sono stati definiti i nuovi obiettivi europei per le fonti rinnovabili e l'efficienza energetica al 2030. Tali principi, che dovranno essere recepiti in nuove direttive comunitarie, stabiliscono un obiettivo al 2030 di riduzione almeno del 40% delle emissioni di gas a effetto serra (rispetto ai livelli del 1990), un secondo obiettivo del 32% (rispetto al 27% originariamente proposto dalla Commissione Europea) al 2030 rispetto ai consumi finali per le fonti rinnovabili, con un obbligo dell'1,3% annuo sulle rinnovabili termiche e un obbligo del 14% nel settore dei trasporti. Per l'efficienza energetica il nuovo obiettivo al 2030 è stato fissato al 32,5%. E' in corso di definizione da parte della Comunità Europea un aggiornamento di tali direttive, allo scopo di mettere in atto la proposta di portare l'obiettivo della riduzione netta delle emissioni di gas serra ad almeno il 55%.

Si riporta brevemente il contenuto del Decreto-legge "Sostegni-ter" relativo a "Misure urgenti in materia di sostegno alle imprese e agli operatori economici, di lavoro, salute e servizi territoriali, connesse all'emergenza da COVID-19, nonché' per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico" – decreto-legge 27 gennaio 2022, n. 4, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale il 27 gennaio 2022.

Con l'articolo 16 del provvedimento, vengono introdotte misure che prevedono un meccanismo di compensazione, calcolato rispetto ai prezzi di riferimento storici e applicato, dal 1° febbraio 2022 al 30 giugno 2023, sull'elettricità immessa in rete da impianti a fonti rinnovabili (esclusi gli impianti con potenza inferiore a 20kW), che beneficiano del Conto Energia e alimentati da fonte idroelettrica, solare ed eolica che non hanno accesso a meccanismi di incentivazione.

Misure per contrastare il "caro energia"

Nel corso del 2022, il Governo italiano ha varato una serie di misure volte al contenimento dei prezzi dell'energia elettrica che ha comportato i) una riduzione dei ricavi e ii) un incremento del carico fiscale sulle società del settore:

Contributo di compensazione "a due vie" - DL 4/2022

Con la pubblicazione della Legge 25 del 28 marzo 2022, che converte in legge il Decreto-legge n. 4 del 27 gennaio 2022, viene previsto che a partire dal 1° febbraio 2022 e fino al 30 giugno 2023, sull'energia elettrica prodotta da impianti di potenza superiore a 20 kW alimentati da fonte solare, idroelettrica, geotermica ed eolica che non accedono a meccanismi di incentivazione, entrati in esercizio prima del 1° gennaio 2010, sia applicato un meccanismo di compensazione a due vie sul prezzo dell'energia. Tale meccanismo è pari alla differenza tra il prezzo di riferimento della relativa zona di mercato e un prezzo di mercato pari al prezzo zonale orario di mercato dell'energia elettrica, ovvero, per i contratti di

fornitura stipulati prima del 27 gennaio 2022 non esclusi dall'ambito di applicazione, il prezzo indicato nei contratti medesimi.

Contributo "Extraprofitti" - DL 21/2022

Tramite il Decreto-legge n. 21 del 2022 e la relativa modifica del Decreto-legge n. 50 del 2022, è prevista per ogni società di un gruppo industriale attivo nel settore energetico una tassazione aggiuntiva dei profitti basata sull'incremento del saldo tra le operazioni attive e le operazioni passive del periodo dal 1° ottobre 2021 al 30 aprile 2022, rispetto al saldo dell'analogo periodo precedente. Il valore dell'aliquota applicata, inizialmente del 10%, è stato incrementato al 25% e si applica qualora il suddetto incremento sia superiore a 5.000.000 euro. Il contributo non è dovuto se l'incremento è inferiore al 10%.

Meccanismo di compensazione "a una via" o "Price cap" - L. 197/2022

I commi 30-38 dell'art. 1 della Legge 127 del 29 dicembre 2022 prevede che, in attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854 del Consiglio del 6 ottobre 2022, a decorrere dal 1° dicembre 2022 e fino al 30 giugno 2023, sia applicato un tetto sui ricavi di mercato ottenuti dalla produzione dell'energia elettrica attraverso un meccanismo di compensazione a una via. Viene previsto che il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) prelevi dai produttori la differenza tra il prezzo di riferimento prestabilito pari a 180 euro per MW/h e il prezzo di mercato pari alla media mensile del prezzo zonale orario di mercato, calcolata quale media ponderata per gli impianti non programmabili sulla base del profilo di produzione del singolo impianto.

Contributo di solidarietà temporaneo - L. 197/2022

Introdotto con l'articolo 1 comma 115 della Legge 127 del 29 dicembre 2022, il contributo è determinato applicando un'aliquota pari al 50 per cento sulla quota del reddito complessivo conseguito nel periodo d'imposta antecedente al 1° gennaio 2023, determinato ai fini IRES, che eccede, per almeno il 10 per cento, la media dei redditi complessivi conseguiti nei quattro periodi d'imposta precedenti. In ogni caso, è dovuto fino a ad una quota pari al 25 per cento del valore del patrimonio netto alla data di chiusura dell'esercizio antecedente a quello in corso al 1° gennaio 2022. Per un maggiore dettaglio si rimanda al paragrafo relativo ai contenziosi fiscali.

Quadro normativo Spagnolo

La normativa spagnola sull'elettricità prodotta da fonte rinnovabile è disciplinata dal framework per la generazione e la promozione delle energie rinnovabili istituito dall'Unione europea, in particolare dalla Direttiva 2009/28 / CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009, sulla promozione dell'uso di energia da fonti rinnovabili, che modifica e successivamente abroga le direttive 2001/77 / CE e 2003/30 / CE. Come da normativa spagnola, il regime giuridico di base è stabilito nella Legge 24/2013 del 26 dicembre 2013 sul Settore Elettrico (l'"ESL"), in attuazione attraverso: (i) Regio Decreto 413/2014 del 6 giugno, che regola la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, cogenerazione e rifiuti; (ii) Regio Decreto 1955/2000 del 1° dicembre, che disciplina la produzione, trasmissione, distribuzione, commercializzazione e fornitura di energia elettrica e le procedure autorizzative degli impianti elettrici; e (iii) Regio Decreto 2019/1997 del 26 settembre, che organizza e disciplina il mercato della produzione di energia elettrica.

Insieme ai regolamenti emanati a livello statale: (i) la maggior parte delle comunità autonome (Comunidades Autónomas) hanno anche approvato regolamenti specifici (ad esempio Aragón: decreto del 25 giugno 2004); (ii) i Comuni hanno anche un proprio regolamento in materia di rilascio di licenze di lavori e attività; e (iii) le normative ambientali e urbanistiche (sviluppate principalmente a livello di comunità autonoma e municipalità) devono essere prese in considerazione anche nello sviluppo di un progetto di energia rinnovabile.

Sebbene, secondo ESL, la generazione di elettricità sia classificata come attività non regolamentata (in contrasto con la trasmissione e la distribuzione di energia), e quindi non richieda una licenza di per sé, alcune autorizzazioni di costruzione e di esercizio devono essere ottenute prima dell'inizio dell'attività di produzione di energia elettrica.

La remunerazione dei produttori di energia rinnovabile in un mercato liberalizzato consiste principalmente nei ricavi che ricevono dalle loro vendite nel mercato all'ingrosso. Inoltre, il governo spagnolo promuove lo sviluppo di progetti rinnovabili avviando, di volta in volta, aste al fine di concedere il cosiddetto sistema di remunerazione specifica (régimen de retribución especifico) agli offerenti che offrono capacità di energia rinnovabile al prezzo più basso (es. richiedendo un incentivo inferiore). Ciononostante, qualsiasi entità può sviluppare un impianto rinnovabile indipendentemente da tali processi d'asta (ovvero senza incentivo), essendo completamente esposta alle fluttuazioni del prezzo di mercato dell'elettricità.

Quadro normativo - Romania

Considerando i recenti incrementi dei prezzi dell'elettricità e del gas a livello internazionale, il Governo Rumeno ha deciso di mettere in atto un meccanismo di compensazione in modo che gli attuali prezzi dell'elettricità e del gas naturale per il consumo domestico non aggravino il livello di povertà energetica.

In data 29 ottobre 2021 il Governo rumeno aveva approvato la Legge 259/2021 che aveva introdotto un'extra imposta a un'aliquota dell'80% per il periodo 1° novembre 2021 - 31 marzo 2022, imposta sui "ricavi aggiuntivi" generati dai produttori di Aspetti normativi e tariffari 135 energia elettrica (comprese le unità di produzione rinnovabile ma escluse le unità di produzione termica) come risultato della differenza tra il prezzo medio mensile di vendita dell'energia elettrica e 450 RON/MWh (circa 91 €/MWh).

A seguito del precedente meccanismo, il Governo ha pubblicato una nuova Ordinanza Governativa di Emergenza la nr. 27/2022 che è stata attivata il 22 marzo 2022, con l'obiettivo di prolungare l'imposizione della cosiddetta "windfall tax" per il periodo 1° aprile 2022 - 31 marzo 2023 ma includendo comunque qualche miglioramento positivo sulle regole. L'imposta dell'80% sarà ora applicata sugli utili piuttosto che sui ricavi, per le vendite superiori a 450 RON/MWh (91 €/MWh), riducendo così l'onere per i generatori. La nuova imposta non riguarda le unità produttive commissionate dopo l'entrata in vigore della nuova legge.

PRINCIPALI RISCHI E INCERTEZZE

Rischi connessi al contesto normativo e regolamentare

Il Gruppo opera in un settore altamente regolamentato e, pertanto, le società del Gruppo sono tenute al rispetto di un elevato numero di leggi e regolamenti.

In particolare, il Gruppo e gli impianti attraverso i quali opera sono sottoposti a normative nazionali e locali relative a molteplici aspetti dell'attività svolta, che interessano tutta la filiera della produzione dell'energia elettrica. Tale regolamentazione concerne, tra l'altro, sia la costruzione degli impianti (per quanto riguarda l'ottenimento dei permessi di costruzione e ulteriori autorizzazioni amministrative), sia il loro esercizio che la protezione dell'ambiente circostante, incidendo quindi sulle modalità di svolgimento delle attività del Gruppo.

L'emanazione di nuove disposizioni normative applicabili al Gruppo o all'attività di produzione dell'energia elettrica o eventuali modifiche del vigente quadro normativo italiano, ivi inclusa la normativa fiscale, potrebbero avere un impatto negativo sull'operatività di Alerion e del Gruppo. Inoltre, l'implementazione di tali modifiche potrebbe richiedere specifici e ulteriori oneri a carico del Gruppo. In particolare, i costi per conformarsi ad eventuali modifiche delle disposizioni normative vigenti, ivi inclusi i costi di compliance, comprensivi dei costi di adeguamento alle disposizioni in materia di requisiti per l'esercizio delle attività, di licenze del personale e di sicurezza nel lavoro, potrebbero essere particolarmente elevati. Similmente l'adeguamento alle modifiche della normativa sopra descritte può richiedere lunghi tempi di implementazione. Il verificarsi di tali eventi potrebbe avere effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Il Gruppo contiene tale rischio monitorando costantemente il quadro normativo per recepire tempestivamente i potenziali cambiamenti, operando in maniera tale da minimizzare gli impatti economici eventualmente derivanti.

Rischi connessi alla ciclicità della produzione e al climate change

Le caratteristiche delle fonti di energia utilizzate comportano sia una produzione caratterizzata da elevata variabilità, connessa alle condizioni climatiche dei siti in cui sono localizzati gli impianti eolici, sia previsioni di produzione basate su serie storiche e stime probabilistiche.

In particolare, la produzione di energia elettrica da fonte eolica, essendo legata a fattori climatici "non programmabili" è caratterizzata nell'arco dell'anno da fenomeni di stagionalità che rendono discontinua la produzione di energia. Eventuali condizioni climatiche avverse e, in particolare, l'eventuale perdurare di una situazione di scarsa ventosità per gli impianti eolici anche rispetto alle misurazioni effettuate in fase di sviluppo (circa la disponibilità della fonte e le previsioni relative alle condizioni climatiche), potrebbero determinare sfasamenti temporali e la riduzione o l'interruzione delle attività degli impianti, comportando una flessione o un incremento tempo per tempo dei volumi di energia elettrica prodotti, con conseguenti effetti di breve periodo sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.

Il Gruppo Alerion contiene tale rischio pianificando l'installazione di nuovi siti in zone geografiche diversificate, monitorando l'andamento dei dati anemometrici per migliorare l'attività di forecasting meteorologico e programmando i fermi impianto in funzione dei periodi di minore ventosità. Il Gruppo Alerion contiene gli eventuali rischi di danneggiamento degli impianti dovuti a eventi atmosferici avversi non controllabili né programmabili tramite la stipula di polizze assicurative e di contratti di manutenzione.

Inoltre, se da un lato, eventuali disastri climatici possono causare effetti sfavorevoli sulla produzione del gruppo, conseguenza del cambiamento climatico in corso è anche il sempre maggiore interesse delle istituzioni nei confronti delle società che producono energia di tipo rinnovabile. In particolare, l'Unione Europea ha sviluppato un Piano d'azione per finanziare la crescita sostenibile (EU Action Plan) e contribuisce a collegare la finanza alle esigenze specifiche dell'economia europea e mondiale. Il Gruppo, che ha come core business la produzione di energia tramite fonti rinnovabili, è particolarmente coinvolto da progetti di tale portata.

La produzione di energia da fonti eoliche e solari è contenuta all'interno della Tassonomia Europea come settore che contribuisce attivamente alla "Climate mitigation", contribuendo, ai fini della decarbonizzazione, all'obiettivo nazionale vincolante al 2030 di riduzione del 33%+ le emissioni di CO2 nei settori non ETS, rispetto a quelle del 2005.

Inoltre, società che hanno un core business espressamente caratterizzato da iniziative di tipo sostenibile possono accedere a strumenti di finanziamento e investimento specifici, quali i green bond. A tal proposito, il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. ha deliberato in data 19 dicembre 2019, in data 3 novembre 2021 e successivamente in data 17 maggio 2022 l'emissione di prestiti obbligazionari, i cui termini di utilizzo sono tenuti a soddisfare i criteri di cui al Green Bond Framework adottato dalla Società.

Rischi connessi ai crediti per la vendita di energia elettrica

L'energia prodotta dai parchi eolici del Gruppo è acquistata da società di trading con cui l'Emittente ha in essere appositi accordi contrattuali, che riversano la stessa sul mercato dell'energia. Alla luce di quanto precede, il Gruppo è esposto al rischio che le società di trading a cui viene ceduta l'energia elettrica prodotta di parchi eolici detenuti dalle SPV non corrispondano puntualmente o tempestivamente i corrispettivi dovuti; al 30 giugno 2023 i crediti nei confronti delle società di trading attraverso cui il Gruppo operano erano pari a 10,7 milioni di euro.

Il Gruppo realizza la vendita di energia elettrica prodotta da tutti i Parchi Eolici attraverso contratti bilaterali di durata annuale, senza rinnovo automatico, stipulati dalle SPV che detengono i Parchi Eolici produttori di energia elettrica con società di trading.

Rischi connessi ai programmi di incentivazione nazionale di cui beneficia il Gruppo

Tutti i parchi eolici del Gruppo ad eccezione dei parchi eolici di Albanella, Agrigento, Ricigliano e gli impianti in Bulgaria godono di una tariffa incentivante e, per i sei mesi conclusi al 30 giugno 2023, solo il 1,35% dei ricavi operativi del Gruppo era riconducibile ai programmi di incentivazione nazionale, nel primo semestre 2023 si sono aggiunti gli impianti di Anglona e di Ciorlano. Qualora per qualsiasi ragione uno o più parchi eolici del Gruppo sia oggetto di provvedimenti di decadenza ovvero di decurtazione da parte del GSE degli incentivi ovvero si verifichi, per qualsiasi motivazione, un ritardo da parte del GSE nella corresponsione degli importi dovuti, il Gruppo potrebbe subire diminuzioni, anche significative, dei propri ricavi. Il ritardo nel pagamento, il venir meno o la diminuzione degli incentivi, anche per ragioni esterne al Gruppo, potrebbe inoltre far sorgere in capo all'Emittente l'obbligo di effettuare contribuzioni, anche di importo significativo, nelle proprie società controllate, così da evitare la violazione dei covenants finanziari e di ulteriori previsioni contenute nei contratti di finanziamento di cui le stesse sono parte.

Rischio di credito

La natura dei crediti del Gruppo è riconducibile principalmente ai crediti commerciali derivanti dalla fornitura di energia elettrica ed eventualmente ad operazioni di cessioni di partecipazioni.

In merito alle operazioni di cessione finanziarie la società tratta, di norma, solo con controparti note ed affidabili. Il saldo dei crediti viene monitorato nel corso dell'esercizio in modo che l'importo delle esposizioni a perdite non sia significativo. Tali crediti sono inoltre generalmente assistiti da garanzie collaterali, ed in caso di insolvenza della controparte, il rischio massimo è pari al valore di iscrizione a bilancio della corrispondente attività.

L'esposizione al rischio di credito è sempre più connessa all'attività commerciale di vendita di energia elettrica; per la natura del mercato l'esposizione è fortemente concentrata verso poche controparti commerciali che possiedono un elevato standing creditizio, le cui posizioni sono oggetto di periodico monitoraggio del rispetto delle condizioni di pagamento.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità si può manifestare con la difficoltà di reperire, a condizioni economiche di mercato, le risorse finanziarie necessarie per far fronte agli impegni contrattualmente previsti. Esso può derivare dall'insufficienza delle risorse disponibili per far fronte alle obbligazioni finanziarie nei termini e nelle scadenze prestabiliti in caso di revoca improvvisa delle linee di finanziamento a revoca oppure dalla possibilità che l'azienda debba assolvere alle proprie passività finanziarie prima della loro naturale scadenza.

Il rischio viene mitigato anche attraverso il ricorso al mercato obbligazionario come risulta dalle diverse emissioni di Prestiti Obbligazionari della durata media di 6 anni. A tal proposito si ricorda: i) l'emissione avvenuta in data 19 dicembre 2019 al tasso fisso del 3,125%, ii) quella emessa in data 3 novembre 2021 al tasso fisso del 2,25% ed infine l'ultima in ordine di tempo sottoscritta il 17 maggio 2022 al tasso fisso del 3,5%. Tali emissioni non risentono della volatilità dei tassi di interesse in quanto stipulato ad un tasso fisso.

La Capogruppo dispone in ogni caso di liquidità e di margini disponibili sugli affidamenti bancari adeguati a far fronte a temporanee esigenze di cassa.

Per le società operative, l'attività di gestione finanziaria del Gruppo è accentrata presso Alerion Clean Power S.p.A. che ha negoziato le linee di finanziamento per conto delle proprie consociate nella forma del project financing per far fronte alle necessità finanziarie legate alla realizzazione dei progetti di investimento nel settore della produzione di energia da fonte rinnovabile, in particolare nel settore eolico, nonché linee di credito a breve da primari istituti di credito. La

Capogruppo, inoltre, può concedere finanziamenti a società partecipate, a supporto dei piani di sviluppo delle stesse e conformemente ai propri obiettivi di ritorno degli investimenti di portafoglio e che sono postergati rispetto al rimborso dei finanziamenti bancari in project financing a medio-lungo termine, ove presenti.

Il rischio di liquidità derivante dai singoli progetti di investimento è governato attraverso il mantenimento di un adeguato livello di disponibilità liquide e/o titoli a breve termine facilmente smobilizzabili nonché di linee di credito a breve. Il Gruppo dispone, inoltre, di margini disponibili sugli affidamenti bancari adeguati a far fronte a temporanee esigenze di cassa ed agli investimenti deliberati nonché al teorico rischio di rientro delle linee di credito a vista, tramite la gestione finanziaria accentrata di Gruppo.

OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE E INFRAGRUPPO

Le informazioni sui rapporti con parti correlate richieste dalla Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 sono presentate nei relativi paragrafi della presente relazione.

In ottemperanza alle comunicazioni Consob del 20 febbraio 1997, del 27 febbraio 1998, del 31 dicembre 1998, del 31 dicembre 2002 e del 27 luglio 2006 nonché del successivo Regolamento Operazioni con Parti Correlate n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, si precisa che non si rilevano operazioni con parti correlate di carattere atipico e inusuale, estranee alla normale gestione d'impresa o tali da arrecare pregiudizio alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Termini e condizioni delle transazioni infragruppo

Alerion, nell'ambito della propria attività di holding, svolge nei confronti delle imprese del Gruppo il ruolo di coordinamento delle attività amministrative, gestionali, commerciali e di ottimizzazione delle risorse finanziarie. Nell'ambito di queste attività vengono poste in essere con le imprese controllate e collegate operazioni di prestazione di servizi. Tali rapporti, relativamente alle imprese controllate, vengono eliminati nell'ambito del bilancio consolidato. Esistono, inoltre, rapporti finanziari fra le società del Gruppo. I rapporti intrattenuti con le società controllate e partecipate sono regolati a condizioni di mercato, tenuto conto della natura dei servizi prestati. Tra le transazioni con società controllate o partecipate significative che generano effetti sul bilancio consolidato del Gruppo si segnala l'adesione delle società controllate al regime di tassazione del consolidato fiscale nazionale.

La Capogruppo riveste il ruolo di società consolidante. L'opzione consente alle società del gruppo aderenti di poter compensare i rispettivi risultati fiscali con un evidente beneficio non solo per le società, ma anche per il Gruppo nel suo complesso.

Le società aderenti al consolidato fiscale nazionale hanno sottoscritto un accordo al fine di disciplinare e specificare gli adempimenti, gli obblighi e le responsabilità che reciprocamente conseguono all'adesione a tale regime. In particolare, precise disposizioni sono volte ad assicurare che la partecipazione al consolidato nazionale non comporti svantaggi economici e finanziari per le società consolidate rispetto alla situazione che le medesime società avrebbero ove non avessero aderito a tale regime, oppure se, avendone i requisiti, avessero esercitato l'opzione per la tassazione di gruppo con le proprie controllate.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DEL SEMESTRE E PREVEDIBILE EVOLUZIONE DELLA GESTIONE

Fatti di rilievo avvenuti dopo il 30 giugno 2023

Non si rilevano eventi di rilievo dopo la chiusura del primo semestre 2023.

Prevedibile evoluzione della gestione

Nel corso del 2023 continuerà il programma di investimenti per la costruzione di nuovi impianti, sia eolici sia fotovoltaici, in particolare in Romania e in Italia. Proseguirà inoltre l'attività di sviluppo di nuova capacità rinnovabile, per accrescere la pipeline di progetti nelle varie aree geografiche di interesse del Gruppo, oltre che in Italia e Romania, anche in Spagna e Regno Unito. Si precisa inoltre che il Gruppo non prevede riflessi negativi sulla gestione operativa delle proprie attività derivanti dall'attuale conflitto bellico in Ucraina.

Scenario di riferimento

L'avvio della guerra in Ucraina, solo pochi giorni dopo l'approvazione del Piano Industriale 2022-2025, gli effetti negativi sul mercato del gas, derivanti dalla riduzione delle forniture dalla Russia e dalla speculazione internazionale, gli aumenti dell'inflazione e dei tassi d'interesse, entrambi caratterizzati da una rapidità di crescita senza precedenti, hanno creato una situazione di eccezionale instabilità nello scenario economico ed energetico globale.

Nel corso del 2022 si è assistito ad uno straordinario ed anomalo aumento della volatilità dei prezzi dell'energia elettrica, che ha incrementato la complessità del mercato energetico.

L'andamento dei prezzi dell'energia ha altresì alimentato le criticità già esistenti nelle catene di approvvigionamento a livello internazionale, con un conseguente impatto sia sulla logistica sia sui costi degli investimenti nel settore delle fonti rinnovabili, che solo negli ultimi mesi stanno gradualmente ritornando verso una situazione di normalità.

Nonostante tale situazione particolarmente complessa, in cui la transizione energetica verso le fonti rinnovabili assume sempre più importanza a livello globale, e nonostante l'impegno politico dichiarato dall'inizio del 2022 di velocizzare le procedure autorizzative dei nuovi impianti, solo recentemente in Italia si è avviato un percorso di effettiva semplificazione e accelerazione, che riesca a supportare le prospettive di crescita del settore.

Le società del settore sono state inoltre penalizzate da misure governative straordinarie ed eccessive (le cui ultime approvate con la legge di bilancio a fine 2022) che hanno aumentato la rischiosità e l'incertezza del mercato, influenzando in maniera negativa la capacità degli operatori di investire in nuovi impianti di produzione.

Piano Industriale 2024-2028

L'aggiornamento del Piano industriale di Gruppo si inserisce pertanto in un contesto geopolitico ed economico in profondo cambiamento ed estremamente complesso. Per tale motivo si è deciso di procedere con tale aggiornamento nel primo semestre del 2023, in una fase in cui i fenomeni di estrema volatilità e gli elementi di incertezza del mercato di riferimento hanno cominciato ad attenuarsi.

È stato inoltre ampliato l'orizzonte temporale del Piano al prossimo quinquennio, al fine di meglio rappresentare la strategia e gli obiettivi di posizionamento del Gruppo Alerion nel settore delle fonti rinnovabili, che comunque continua ad essere caratterizzato da sostenute prospettive di crescita in Italia e all'estero.

Linee strategiche 2024-2028

Il nuovo Piano Industriale, confermando il focus sugli attuali Paesi di presenza geografica (Italia, Romania, Spagna e Gran Bretagna), nell'eolico onshore e nel solare fotovoltaico, prevede il consolidamento di una piattaforma di sviluppo che già oggi beneficia di una pipeline di progetti rinnovabili di circa 7.000 MW, frutto del massiccio rafforzamento delle attività di sviluppo negli ultimi anni in tutte le aree geografiche in cui il Gruppo è presente, e che consentirà di sostenere il percorso di crescita previsto per il prossimo quinquennio.

Le linee strategiche definite per il periodo 2024 -2028 prevedono un programma di crescita organica, attraverso l'implementazione di due modelli di business:

• quello tradizionale, "full ownership", in cui i nuovi impianti operativi saranno di piena proprietà del Gruppo,

• e il modello di "equity recycling", che prevede la costruzione e la gestione di nuovi impianti in joint venture con terzi investitori, sia in Italia sia all'estero.

Programma di investimenti e potenza installata

Gli investimenti previsti per il periodo 2024-2028 sono pari a circa 2,3 miliardi di euro, per raggiungere una potenza installata di circa 3.000 MW a fine 2028, in aumento di circa 2.100 MW rispetto alla fine del 2023.

Obietti economico-finanziari

In termini economici, gli obiettivi di Piano prevedono un EBITDA consolidato pari a circa 300 milioni di euro al 2025 e a circa 400 milioni al 2028.

Durante l'arco di Piano, il Gruppo potrà contare su una struttura finanziaria solida, in grado di supportare la crescita in maniera sostenibile, grazie sia alla generazione di cassa degli impianti operativi e sia alle risorse finanziarie derivanti dal modello di equity recycling.

Si prevede che la Posizione Finanziaria Netta consolidata a fine 2028 sarà pari a circa 1,2 miliardi di euro, con un rapporto di PFN/EBITDA che rimarrà costantemente al di sotto del 4x per l'intero orizzonte di Piano.

Si precisa inoltre che il Gruppo non prevede riflessi negativi sulla gestione operativa delle proprie attività derivanti dal perdurare dell'attuale conflitto bellico in Ucraina.

ALTRE INFORMAZIONI

Corporate Governance

Il Gruppo Alerion aderisce e si conforma al Codice di Corporate Governance approvato nel Gennaio 2020 dal Comitato per la Corporate Governance e promosso da Borsa Italiana S.p.A., con le integrazioni e gli adeguamenti conseguenti alle caratteristiche del Gruppo.

La "Relazione sul Governo Societario e sugli Assetti Proprietari" contiene una descrizione generale del sistema di corporate governance adottato dal Gruppo e riporta le informazioni sugli assetti proprietari e sull'adesione al Codice di Autodisciplina, ivi incluse le principali pratiche di governance applicate e le caratteristiche del sistema di gestione dei rischi e di controllo interno in relazione al processo di informativa finanziaria. La suddetta Relazione è disponibile sul sito internet www.alerion.it.

Distribuzione dividendi

Si segnala che l'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 20 aprile 2023, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 10 maggio 2023 con stacco in data 8 maggio 2023 della cedola n. 12, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,65 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 35 milioni di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall'Assemblea.

Attività di direzione e coordinamento

Si ricorda che a far data dal 7 maggio 2021 è venuta meno l'attività di direzione e coordinamento ex art. 2497 e ss. del Codice civile da parte di Fri-El Green Power S.p.A. che, continuerà, pertanto, a esercitare le prerogative di azionista di controllo della Società.

Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario

Si segnala che la Società è esente dagli obblighi derivanti dal decreto legislativo 30 dicembre 2016, n. 254 che ha attuato nel nostro ordinamento la direttiva 2014/95/UE in materia di informazioni non finanziarie e di informazioni sulla diversità, in quanto, a livello individuale e a livello consolidato, il numero medio di dipendenti risulta inferiore a 500, non rientrando pertanto per dimensione tra le società di interesse pubblico quotate, banche e imprese di assicurazione soggette all'obbligo di redigere e pubblicare una dichiarazione, di natura individuale o consolidata, che contenga una serie di informazioni relative ai temi ambientali, sociali, attinenti al personale, al rispetto dei diritti umani, alla lotta contro la corruzione attiva e passiva.

Azioni proprie e azioni di società controllanti

Si informa che al 30 giugno 2023 la Società detiene n. 364.803 azioni proprie. Il numero si è incrementato rispetto alla chiusura del 2022 e sono corrispondenti al 0,67270% del capitale sociale. Nell'ambito dell'autorizzazione all'acquisto deliberata dall'Assemblea degli Azionisti in data 20 aprile 2023, alla data del 27 luglio 2023 sono state acquistate ulteriori azioni proprie, per un totale di 385.636, corrispondenti al 0,71112% del capitale sociale.

Partecipazioni detenute da amministratori, sindaci, direttore generale e dirigenti con responsabilità strategiche

A seguito della delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, che ha abrogato l'allegato 3C, le informazioni relative alle partecipazioni detenute dagli organi di amministrazione e controllo, dai direttori generali e dai dirigenti con responsabilità strategiche, sono contenute nella Relazione sulla Remunerazione, ex art. 123 ter T.U.F.

Esercizio dell'opzione di deroga rispetto agli obblighi informativi in occasione di operazioni straordinarie significative

Si segnala che il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. in data 30 gennaio 2013 ha deliberato di avvalersi della facoltà di derogare agli obblighi di pubblicazione dei documenti informativi prescritti in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizioni e cessioni.

Informazioni attinenti al personale

	Consistenza al 31.12.2022	Incrementi	Decrementi	Consistenza al 30.06.2023	Consistenza media del periodo
Dirigenti Quadri e Impiegati	4 77	0 23	0 (9)	4 91	4,0 91,0
Operai	50	12	(5)	57	56,0
Totale dipendenti	131	35	(14)	152	151,0

I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2023 risultano pari a 152 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

Di seguito si forniscono le informazioni relative all'età media del personale ed alla sua formazione:

	Età media		Laureati
	al 31.12.2022	al 30.06.2023	al 31.12.2022	al 30.06.2023
Dirigenti	50	51	4	4
Quadri e Impiegati	38	35	50	69
Operai	33	31	0	0
Media	40,3	39,0	54	73

Sedi secondarie

Alerion Clean Power S.p.A. ha sede legale a Milano, in via Renato Fucini 4 ed una sede secondaria a Potenza (PZ), in via del Gallitello 221.

• Si segnala che in data 15 marzo 2022 si è proceduto all'apertura di un'ulteriore Unità Locale della società controllata Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. sita a Bolzano (BZ) in via Museo nr. 33.
• Si segnala che a far data dal 1° agosto 2022 la società ha trasferito la propria sede legale e i propri uffici in Via Renato Fucini 4 – 20133 Milano.

BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO 2023

Bilancio consolidato semestrale abbreviato

Prospetti contabili consolidati	30
Note Esplicative	36
Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato	97
Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato	98

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

ATTIVITÀ

			di cui Parti correlate		di cui Parti correlate
(valori in Euro migliaia)	Note	30.06.2023		31.12.2022
ATTIVITA' NON CORRENTI:
Attività immateriali	4 - 5	265.311		197.791
Attività materiali (immobili, impianti e macchinari)	6	581.831		543.380
Partecipazioni in joint venture ed imprese collegate	7	23.156		56.599
Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti	19	10.572	4.176	8.005	3.089
Crediti non correnti per strumenti derivati	24	8.019		9.643
Crediti vari e altre attività non correnti	8	1.157		1.215
Attività per imposte anticipate	34	32.169		34.505
TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI		922.215		851.138
ATTIVITA' CORRENTI:
Rimanenze	9	9.621		8.284
Crediti commerciali	10	14.083	2.691	27.405	10.182
Crediti tributari	11	3.863		3.089
Crediti vari e altre attività correnti	12	39.237	5.778	31.702	4.269
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	20	75.511		73.885	1.000
Crediti correnti per strumenti derivati	24	2.931		2.164	-
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	21	236.485		226.609
TOTALE ATTIVITA' CORRENTI		381.731		373.138
TOTALE ATTIVITA'		1.303.946		1.224.276

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO

			di cui		di cui
			Parti		Parti
(valori in Euro migliaia)	Note	30.06.2023	correlate	31.12.2022	correlate
PATRIMONIO NETTO DI PERTINENZA DEL GRUPPO	17	301.705		298.786
PATRIMONIO NETTO DI PERTINENZA DI TERZI	17	5.878		6.212
PASSIVITA' NON CORRENTI:
Passività finanziarie non correnti	22	656.300	9.951	649.526	9.951
TFR ed altri fondi relativi al personale	25	1.261		1.180
Fondo imposte differite	34	54.322		41.140
Fondi per rischi ed oneri futuri	26	56.460	6	55.679	6
Debiti vari ed altre passività non correnti	13	17.666	1.530	15.879	1.620
TOTALE PASSIVITA' NON CORRENTI		786.009		763.404
PASSIVITA' CORRENTI:
Passività finanziarie correnti	23	69.999	423	38.598	213
Debiti correnti per strumenti derivati	24	2.794		-
Debiti commerciali correnti	14	54.929	333	45.571	604
Debiti tributari	15	65.135		59.060
Debiti vari ed altre passività correnti	16	17.497	1.827	12.645	721
TOTALE PASSIVITA' CORRENTI		210.354		155.874
TOTALE PASSIVITA'		996.363		919.278
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		1.303.946		1.224.276

(valori in Euro migliaia)		I Semestre 2023	di cui Parti correlate	I Semestre 2022	di cui Parti correlate
	Note
Vendite energia elettrica		85.209	-	122.388	37.241
Ricavi da tariffa incentivante		1.167		16.025
Ricavi Operativi	28	86.376		138.413
Altri ricavi e proventi diversi	29	25.125	3.325	2.637	1.075
Totale Ricavi		111.501		141.050
Costi operativi
Costi del personale		4.867		2.386
Altri costi operativi		20.723	1.250	19.320	2.833
Accantonamenti per rischi		13		31
Totale Costi operativi	30	25.603		21.737
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		2.124		6.680
Ammortamenti		25.467		20.809
Svalutazioni e rettifiche di valore		16.921		-
Totale ammortamenti e svalutazioni	31	42.388		20.809
RISULTATO OPERATIVO		45.634		105.184
Proventi finanziari		4.542		264
Oneri finanziari		(13.205)		(8.552)
Proventi (oneri) finanziari	32	(8.663)	(253)	(8.288)	(210)
Proventi (oneri) da partecipazioni ed altre
attività finanziarie	33	22.876	97	18	72
RISULTATO ANTE IMPOSTE		59.847		96.914
Correnti		(13.326)		(47.909)
Differite		4.018		(4.293)
Imposte di periodo	34	( 9.308 )		( 52.202 )
RISULTATO NETTO DEL PERIODO		50.539		44.712
Attribuibile a:
Soci della Controllante	35	50.120		43.114
Interessenze di pertinenza di terzi		419		1.598
RISULTATO PER AZIONE (ammontari in € per azione) - Base, per risultato netto del periodo attribuibile agli azionisti ordinari della capogruppo RISULTATO PER AZIONE DA ATTIVITA' DI FUNZIONAMENTO		0,93		0,80
- Base, per risultato netto del periodo derivante dall'attività di funzionamento attribuibile agli azionisti ordinari della capogruppo		0,93		0,80

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE

(valori in Euro migliaia)	I Semestre 2023	I Semestre 2022
RISULTATO NETTO DEL PERIODO (A)	50.539	44.712
Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge	(12.033)	19.622
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge	3.324	(5.122)
Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge relativa a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(166)	1.020
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge relativo a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	40	(245)
Utili/(perdite) da valutazione a fair value di attività finanziarie valutate al fair value rilevato tra le altre componenti di conto economico complessivo	87	-
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da valutazione a fair value di attività finanziarie valutate al fair value rilevato tra le altre componenti di conto economico complessivo	(24)	-
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b1)	( 8.772 )	15.275
Utili/(perdite) attuariali da piani a benefici definiti rilevati in conformità con lo IAS 19	24	(3)
Effetto fiscale relativo agli Utili/(perdite) attuariali (IAS 19)	(7)	1
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che non saranno successivamente riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b2)	17	( 2 )
Totale Altri utili/(perdite) complessivi al netto dell'effetto fiscale (b1) + (b2) = (B)	( 8.755 )	15.273
TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO (A) + (B)	41.784	59.985
Attribuibile ai Soci della Controllante	41.365	58.387
Attribuibile a Interessenze di pertinenza di terzi	419	1.598
TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO	41.784	59.985

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE

		I Semestre	di cui Parti	I Semestre	di cui Parti
(valori in Euro migliaia)	Note	2023	correlate	2022	correlate
A. Flussi finanziari dell'attività operativa
Utile (perdita) del periodo attribuibile a:
Soci della Controllante		50.120		43.114
Interessenze di pertinenze di terzi		419		1.598
Rettifiche per:
Ammortamenti e svalutazioni	31	42.388		20.809
(Proventi) / Oneri finanziari e da partecipazioni	32 33	(14.213)		8.270
Imposte correnti del periodo	34	13.326		47.909
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		(2.124)		(6.680)
Proventi da alienazione di partecipazioni in imprese controllate e collegate		(13.926)
Pagamenti basati su azioni		111		-
Incremento (decremento) fondo trattamento di fine rapporto	25	105		12
Incremento (decremento) fondo rischi ed oneri	26	(197)		2.140
Incremento (decremento) imposte differite	34	(3.717)		4.297
Totale flussi finanziari da gestione corrente		72.292		121.469
(Incremento) decremento delle rimanenze	9	(1.337)		(906)
(Incremento) decremento dei crediti commerciali ed altre attività	10 11 12	(1.983)	4.895	16.369	(7.901)
Incremento (decremento) dei debiti commerciali ed altre passività	14 15 16	(8.913)	745	(24.368)	(3.047)
Imposte sul reddito corrisposte	34	7.923		13.977
Totale flussi finanziari da variazione circolante		(4.310)		5.072
Totale flussi finanziari da attività operativa		67.982		126.541
B. Flussi finanziari da attività di investimento
Liquidità acquisita tramite l'Aggregazione Aziendale		13.268		-
Corrispettivo pagato per l'Aggregazione Aziendale		(44.296)		-
Corrispettivo pagato per l'acquisto di partecipazioni in imprese controllate		-		(6.000)
Corrispettivo incassato dalla vendita di partecipazioni in imprese controllate
o collegate		26.483		-
(Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni immateriali	5	(7.496)		(1.314)
(Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni materiali	6	(26.308)		(49.804)
Variazione debiti relativi all'attività di investimento		-		(541)
Dividendi incassati da società valutate con il metodo del patrimonio netto	7	1.851		8.260
Totale flussi finanziari da attività di investimento		(36.498)		(49.399)
C. Flussi finanziari da attività di finanziamento
Variazione netta dei debiti /crediti finanziari	19 20 22	(2.014)		(1.378)
	23
Variazione netta delle passività per Lease	22 23	810		(24.802)
(Decremento) debiti vs. banche	22 23	(16.118)		50.767
Incremento debiti vs. banche	22 23	40.000		-
Incremento (decremento) debiti vs. obbligazionisti	22 23	-		98.551
Acquisto di Azioni Proprie	17	(3.624)		-
Dividendi corrisposti	17	(35.056)		(24.586)
Oneri finanziari corrisposti	32	(5.606)		(2.816)
Totale flussi finanziari da attività di finanziamento		(21.608)		95.736
D. Flussi finanziari di periodo (A+B+C)		9.876		172.878
E. Disponibilità liquide all'inizio del periodo	21	226.609		123.652
F. Disponibilità liquide alla fine del periodo (D+E)	21	236.485		296.530

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO - Periodo di 6 mesi chiuso al 30 giugno 2023

	Capitale	Riserva azioni	Riserva	Riserve di	Riserva di Cash flow	Patrimonio netto attribuibile ai Soci della	Interessenze di pertinenza	Totale patrimonio
(valori in Euro migliaia)	sociale	proprie	sovrapprezzo	risultato	hedge	controllante	di terzi	netto
Saldo al 01 gennaio 2023	161.137	(5.316)	21.400	106.422	15.143	298.786	6.212	304.998
Risultato netto del periodo	-	-	-	50.120	-	50.120	419	50.539
Altri utili (perdite) complessivi	-	-	-	80	(8.709)	(8.629)	-	(8.629)
Altri utili (perdite) complessivi da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto					(126)	(126)	-	(126)
Totale Utile/(perdita) complessiva	-	-	-	50.200	(8.835)	41.365	419	41.784
Dividendi accertati e/o distribuiti	-	-	-	(35.039)	-	(35.039)	(746)	(35.785)
Acquisti di azioni proprie	-	(3.624)	-	-	-	(3.624)	-	(3.624)
Assegnazione di azioni proprie	-	522	-	(552)	-	(30)	-	(30)
Riserva piani di incentivazione basati su azioni	-	-	-	141	-	141	-	141
Altre variazioni	-	-	-	106		106	(7)	99
Saldo al 30 giugno 2023	161.137	(8.418)	21.400	121.278	6.308	301.705	5.878	307.583

Per le informazioni relative alle singole voci si veda la nota 17 "PATRIMONIO NETTO".

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO - Periodo di 6 mesi chiuso al 30 giugno 2022

					Patrimonio
						netto
		Riserva			Riserva di	attribuibile ai	Interessenze	Totale
	Capitale	azioni	Riserva	Riserve di	Cash flow	Soci della	di pertinenza	patrimonio
(valori in Euro migliaia)	sociale	proprie	sovrapprezzo	risultato	hedge	controllante	di terzi	netto
Saldo al 01 gennaio 2022	161.137	(3.147)	21.400	62.939	(15.231)	227.098	4.525	231.623
Risultato netto del periodo	-	-	-	43.114	-	43.114	1.598	44.712
Altri utili (perdite) complessivi	-	-	-	(2)	14.500	14.498	-	14.498
Altri utili (perdite) complessivi da
partecipazioni valutate con il metodo del					775	775	-	775
patrimonio netto
Totale Utile/(perdita) complessiva	-	-	-	43.112	15.275	58.387	1.598	59.985
Dividendi accertati e/o distribuiti	-	-	-	(23.762)	-	(23.762)	(468)	(24.230)
Acquisti di azioni proprie	-	-	-	-	-	-	-	-
Altre variazioni	-	-	-	(3.377)	(15)	(3.392)	-	(3.392)
Saldo al 30 giugno 2022	161.137	(3.147)	21.400	78.912	29	258.331	5.655	263.986

NOTE ESPLICATIVE

1. INFORMAZIONI SOCIETARIE

La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito "Capogruppo" o "Alerion") è un ente giuridico organizzato secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano – (EURONEXT Milan). La sede del gruppo Alerion (di seguito "Gruppo Alerion" o "Gruppo") è a Milano in via Renato Fucini 4.

Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto secondo lo IAS 34 con le integrazioni di informativa ritenute utili per una più chiara comprensione della situazione economica, patrimoniale e finanziaria relativa al primo semestre 2023. Per tale motivo il presente bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letta congiuntamente con il bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2022.

Il Gruppo opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, in particolare nel settore eolico ed in quello fotovoltaico.

La pubblicazione del bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 2023 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 27 luglio 2023.

2. CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio consolidato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari connesso all'epidemia virale del Covid-19 che l'11 marzo 2020 è stata classificata come pandemia dall'Organizzazione Mondiale della Sanità, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di tale fenomeno in maniera significativa ed essendo la produzione di energia elettrica un'attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell'operatività.

Si segnala che taluni processi valutativi, in particolare quelli più complessi quali la determinazione di eventuali perdite di valore di attività non correnti, sono generalmente effettuati in modo completo solo in sede di predisposizione del bilancio annuale, allorquando sono disponibili tutte le informazioni necessarie, salvo il caso in cui vi siano indicatori di impairment che richiedano una immediata valutazione di eventuali perdite di valore.

I prospetti di bilancio sono redatti secondo le seguenti modalità:

• Nel prospetto della situazione patrimonialefinanziaria consolidata sono esposte separatamente le attività correnti e non correnti e le passività correnti e non correnti.

• Nel Conto economico l'analisi dei costi è effettuata in base alla natura degli stessi, in quanto il Gruppo ha ritenuto tale forma più rappresentativa rispetto alla presentazione dei costi per destinazione.

• Il Rendiconto finanziario è stato redatto utilizzando il metodo indiretto.

Si precisa che in riferimento a quanto richiesto dalla Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006 in merito ai prospetti di bilancio sono stati inseriti specifici schemi supplementari con evidenza dei rapporti significativi con "Parti correlate".

I valori esposti nei prospetti contabili e nelle note illustrative, laddove non diversamente indicato, sono espressi in migliaia di euro.

VALUTAZIONI DISCREZIONALI E STIME CONTABILI SIGNIFICATIVE

La redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato richiede l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio. I risultati a consuntivo potrebbero differire dalle stime effettuate che si basano su dati che riflettono lo stato attuale delle informazioni

disponibili. Le stime sono utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi su crediti, svalutazioni di attivo, imposte correnti e differite, altri accantonamenti e fondi. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflesse immediatamente a conto economico. Per una più ampia descrizione dei processi valutativi più rilevanti per il Gruppo, si rinvia al capitolo "Valutazioni discrezionali e stime contabili significative" del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2022.

In merito alla valutazione delle attività finanziarie ed alla determinazione delle perdite attese sulle stesse, in ragione della natura delle attività finanziarie detenute dal Gruppo relative principalmente a disponibilità liquide, crediti verso il Gestore dei Servizi Energetici per il riconoscimento della tariffa incentivante e crediti verso l'Erario per IVA, non si rilevano particolari rischi derivanti dalle incertezze sopra definite.

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari connesso sia alla pandemia da COVID-19, sia in considerazione del recente conflitto tra Ucraina e Russia che ha ulteriormente aumento il livello di incertezza sui mercati internazionali anche per la difficile lettura dello dinamiche geopolitiche attualmente in corso, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di tali fenomeni ed essendo la produzione di energia elettrica un'attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell'operatività.

***

I principi contabili adottati nella redazione della Relazione finanziaria semestrale consolidata sono conformi con quelli utilizzati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2022 ad eccezione dei principi contabili, emendamenti e interpretazioni che sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2023, descritti in seguito.

MODIFICHE E NUOVI PRINCIPI ED INTERPRETAZIONI PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2023

I seguenti principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2023:

In data 18 maggio 2017 lo IASB ha pubblicato il principio IFRS 17 – Insurance Contracts che è destinato a sostituire il principio IFRS 4 – Insurance Contracts.

L'obiettivo del nuovo principio è quello di garantire che un'entità fornisca informazioni pertinenti che rappresentano fedelmente i diritti e gli obblighi derivanti dai contratti assicurativi emessi. Lo IASB ha sviluppato lo standard per eliminare incongruenze e debolezze delle politiche contabili esistenti, fornendo un quadro unico principle-based per tenere conto di tutti i tipi di contratti di assicurazione, inclusi i contratti di riassicurazione che un assicuratore detiene.

Il nuovo principio prevede inoltre dei requisiti di presentazione e di informativa per migliorare la comparabilità tra le entità appartenenti a questo settore.

Il nuovo principio misura un contratto assicurativo sulla base di un General Model o una versione semplificata di questo, chiamato Premium Allocation Approach ("PAA").

Le principali caratteristiche del General Model sono: o le stime e le ipotesi dei futuri flussi di cassa sono sempre quelle correnti;

o la misurazione riflette il valore temporale del denaro;

o le stime prevedono un utilizzo estensivo di informazioni osservabili sul mercato;

o esiste una misurazione corrente ed esplicita del rischio;

o il profitto atteso è differito e aggregato in gruppi di contratti assicurativi al momento della rilevazione iniziale; e,

o il profitto atteso è rilevato nel periodo di copertura contrattuale tenendo conto delle rettifiche derivanti da variazioni delle ipotesi relative ai flussi finanziari relativi a ciascun gruppo di contratti.

L'approccio PAA prevede la misurazione della passività per la copertura residua di un gruppo di contratti di assicurazione a condizione che, al momento del riconoscimento iniziale, l'entità preveda che tale passività rappresenti ragionevolmente un'approssimazione del General Model. I contratti con un periodo di copertura di un anno o meno sono automaticamente idonei per l'approccio PAA. Le semplificazioni derivanti dall'applicazione del metodo PAA non si applicano alla valutazione delle passività per i claims in essere, che sono misurati con il General Model. Tuttavia, non è necessario attualizzare quei flussi di cassa se ci si attende che il saldo da pagare o incassare avverrà entro un anno dalla data in cui è avvenuto il claim.

L'entità deve applicare il nuovo principio ai contratti di assicurazione emessi, inclusi i contratti di riassicurazione emessi, ai contratti di riassicurazione detenuti e anche ai contratti di investimento con una discrectonary partecipation feature (DPF). Non vi si sono effetti nel bilancio consolidato del Gruppo dall'adozione di questo principio.

In data 9 dicembre 2021, lo IASB ha pubblicato un emendamento denominato "Amendments to IFRS 17 Insurance contracts: Initial Application of IFRS 17 and IFRS 9 – Comparative Information". L'emendamento è un'opzione di transizione relativa alle informazioni comparative sulle attività finanziarie presentate alla data di applicazione iniziale dell'IFRS 17. L'emendamento è volto ad evitare disallineamenti contabili temporanei tra attività finanziarie e passività di contratti assicurativi, e quindi a migliorare l'utilità delle informazioni comparative per i lettori di bilancio. Non vi si sono effetti nel bilancio consolidato del Gruppo dall'adozione di questo principio.

In data 12 febbraio 2021 lo IASB ha pubblicato due emendamenti denominati "Disclosure of Accounting Policies—Amendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2" e "Definition of Accounting Estimates—Amendments to IAS 8". Le modifiche sono volte a migliorare la disclosure sulle accounting policy in modo da fornire informazioni più utili agli investitori e agli altri utilizzatori primari del bilancio nonché ad aiutare le società a distinguere i cambiamenti nelle stime contabili dai cambiamenti di accounting policy. Non vi si sono effetti nel bilancio consolidato del Gruppo dall'adozione di questo principio.

In data 7 maggio 2021 lo IASB ha pubblicato un emendamento denominato "Amendments to IAS 12 Income Taxes: Deferred Tax related to Assets and Liabilities arising from a Single Transaction". Il documento chiarisce come devono essere contabilizzate le imposte differite su alcune operazioni che possono generare attività e passività di pari ammontare, quali il leasing e gli obblighi di smantellamento. Non vi si sono effetti significativi

nel bilancio consolidato del Gruppo dall'adozione di questo principio. Si rimanda alla nota 34 per l'informativa completa.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS NON ANCORA OMOLOGATI DALL'UNIONE EUROPEA

Alla data del presente bilancio, inoltre, gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione dei seguenti principi contabili ed emendamenti. La Società adotterà tali nuovi principi ed emendamenti, sulla base della data di applicazione prevista, e ne valuterà i potenziali impatti sul Bilancio d'esercizio, quando questi saranno omologati dall'Unione Europea.

• In data 23 gennaio 2020 lo IASB ha pubblicato un emendamento denominato "Amendments to IAS 1 Presentation of Financial Statements: Classification of Liabilities as Current or Non-current" ed in data 31 ottobre 2022 ha pubblicato un emendamento denominato "Amendments to IAS 1 Presentation of Financial Statements: Non-Current Liabilities with Covenants". I documenti hanno l'obiettivo di chiarire come classificare i debiti e le altre passività a breve o lungo termine. Le modifiche entrano in vigore dal 1° gennaio 2024; è comunque consentita un'applicazione anticipata. Al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti dell'introduzione di questo emendamento sul bilancio consolidato del Gruppo.

• In data 22 settembre 2022 lo IASB ha pubblicato un emendamento denominato "Amendments to IFRS 16 Leases: Lease Liability in a Sale and Leaseback". Il documento richiede al venditore-lessee di valutare la passività per il lease riveniente da una transazione di sale & leaseback in modo da non rilevare un provento o una perdita che si riferiscano al diritto d'uso trattenuto. Le modifiche si applicheranno dal 1° gennaio 2024, ma è consentita un'applicazione anticipata. Gli amministratori non si attendono un effetto significativo nel bilancio consolidato del Gruppo dall'adozione di tale emendamento.

3. AREA DI CONSOLIDAMENTO

Si segnala rispetto al 31 dicembre 2022 la variazione del perimetro di consolidamento per effetto delle seguenti operazioni:

• (i) il Gruppo Alerion nell'ambito dell'operazione con RWE ha concluso nel periodo in esame un accordo con RWE Renewables Italia S.r.l. ("RWE") che ha portato all'acquisizione del 51% del capitale sociale delle società Fri-El Anzi S.r.l. e Fri-El Guardionara S.r.l., di cui Alerion stessa già detiene il restante 49% del capitale sociale. Fri-el Anzi e Fri-el Guardionara sono titolari di due parchi eolici, siti rispettivamente nel comune di Anzi (PZ), con una potenza installata di 16 MW, e nel comune di San Basilio (CA), con una potenza installata di 24,7 MW L'accordo ha previsto anche la cessione da parte di Alerion di una quota di minoranza del 49% nel capitale sociale della società Andromeda Wind S.r.l. (di cui RWE già detiene il restante 51% del capitale sociale), titolare di un parco eolico sito nel comune di Ururi (CB), con una potenza installata di 26 MW.
• (ii) Alerion ha concluso nel corso del periodo l'acquisizione dal socio di maggioranza di Alerion Seddanus S.r.l. società che ha in corso lo sviluppo e la costruzione di un parco fotovoltaico sito in Sardegna nel comune di Villacidro (SU).
• (iii) nel corso dell'esercizio il Gruppo Alerion, attraverso la propria controllata Alerion Clean Power RO S.r.l. ha acquistato il 100% delle quote delle seguenti società: a) Sass Maor S.r.l. e b) Ambiez S.r.l., le suddette società progetto sono attive nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di parchi fotovoltaici che saranno realizzati in Romania; e c) ha acquistato il 86% della società Bisalta S.r.l., società di diritto rumeno, attiva nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di un parco eolico che sarà realizzato in Romania.
• (iv) nel corso dell'esercizio il Gruppo Alerion, attraverso la propria controllata Alerion Service S.r.l. ha costituito la società di diritto rumeno Alerion Service Ro S.r.l. titolare delle attività di gestione e manutenzione dei parchi eolici e fotovoltaici del Gruppo in Romania.

	I Semestre 2023 medi	al 30 giugno 2023 Puntuali	I Semestre 2022 medi	al 31 dicembre 2022 Puntuali
RON Nuovo Leu - (Romania)	4,9342	4,9635	4,9457	4,9495
Nuovo Lev Bulgaria	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558
Sterlina britannica	0,8764	0,8583	0,8424	0,8869

Si riportano di seguito i valori delle valute del Gruppo al 30 giugno 2023

Si rimanda alla nota di commento "41" per i dettagli relativi all'area di consolidamento al 30 giugno 2023.

NOTE ESPLICATIVE AL BILANCIO CONSOLIDATO

4. AGGREGAZIONI AZIENDALI

In data 21 aprile 2023, Alerion Clean Power S.p.A. ("Alerion") ha perfezionato un accordo con il terzo RWE Renewables Italia S.r.l. ("RWE") che ha portato all'acquisizione, tramite l'esercizio di diritti di opzione stabiliti nell'accordo iniziale, del 51% del capitale sociale delle società Fri-El Anzi S.r.l. e Fri-El Guardionara S.r.l., di cui Alerion stessa già deteneva il restante 49% del capitale sociale.

In accordo con i principi contabili internazionali (IFRS 3) si fornisce di seguito l'informativa prevista per le business combination.

La contabilizzazione della business combination è stata determinata provvisoriamente in quanto alla data della presente relazione finanziaria semestrale non si è completato per tempo il processo di stima e valutazione delle attività e passività della società acquisita.

Come previsto dall'IFRS 3, dopo aver identificato e valutato le attività acquisite, il valore dell'aggregazione aziendale sarà definito entro 12 mesi e pertanto non oltre la pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato del 30 giugno 2024.

Entità partecipanti all'aggregazione aziendale

	Capitale sociale	%	Impresa diretta detentrice
Denomina	(Euro/000)	di possesso	della partecipazione
Fri-el Anzi	10	100%	Alerion Clean power S.p.A.
Fri-el Guardionara	10	100%	Alerion Clean power S.p.A.

Le entità facenti parti dell'Aggregazione sono: ACP, in qualità di entità acquirente, e le società Fri-el Anzi proprietaria di un impianto eolico di 16 MW a Anzi (PZ) e Fri-el Guardionara proprietaria di un impianto eolico di 24,7 MW a San Basilio (CA) in qualità di entità acquisite.

A seguito dell'operazione in esame il Gruppo Alerion ha ottenuto il controllo delle società Fri-el Anzi e di Fri-el Guardionara.

Corrispettivo trasferito dell'aggregazione aziendale

Il corrispettivo trasferito nelle due aggregazioni aziendali di competenza del Gruppo Alerion è rispettivamente per Fri-el Anzi pari a 18.831 migliaia di euro e per Fri-el Guardionara pari a 25.465 migliaia di euro. Si riporta di seguito il dettaglio:

		Fri-el
Corrispettivo trasferito per l'Aggregazione aziendale	Fri-el Anzi	Guardionara
Corrispettivo trasferito complessivo per l'Aggregazione Aziendale (a)	(18.831)	(25.465)
Disponibilità liquide presenti nella società alla data di acquisizione	6.922	6.346
Flusso di cassa netto risultante dall'aggregazione aziendale (a - b)	(11.909)	(19.119)

Costi correlati all'acquisizione

Il Gruppo ha sostenuto costi correlati all'acquisizione, pari a 35 migliaia di euro, inerenti a spese legali e costi per due diligence. Tali costi sono stati inclusi nella voce 'costi amministrativi' del prospetto sintetico dell'utile/(perdita) e delle altre componenti del conto economico complessivo.

Attività acquisite, passività assunte identificabili e fair value

In sede di determinazione del fair value delle attività immateriali è stata utilizzata una delle tre diverse metodologie di valutazione consentite dall'IFRS 3, nello specifico si è deciso di individuare il fair market value come valore attuale dei flussi reddituali attribuibili all'asset. Alla data di acquisizione il valore attribuito alle attività immateriali è pari a 84.590 migliaia di euro, tale ammontare è stato determinato scontando i flussi di cassa futuri in ragione di uno specifico tasso di rischio (Wacc).

Designazione delle attività acquisite e passività assunte identificate nell'aggregazione aziendale Il fair value delle attività nette acquisite alla data di acquisizione è pari a 36.924 migliaia di euro per Fri-el Anzi e pari a 49.931 migliaia di euro per Fri el Guardionara. In sede di determinazione degli stessi fair value si è proceduto, con riferimento alla data di acquisizione, a rilevare gli importi con riferimento alle attività acquisite e alle passività assunte alla data di acquisizione, sintetizzati di seguito:

		Attività nette	Fair value allocati	Attività nette	Fair value delle
		alla data di	rilevati alla data	alla data di	attività nette
Attività nette alla data di acquisizione del controllo	Nota	acquisizione	di acquisizione	acquisizione	acquisite
			Friel Guardionara	Friel Anzi
Immobilizzazioni Immateriali - Concessioni	4-5	32	49.015	28	35.575
Immobilizzazioni Materiali	6	16.624		13.035
Strumenti derivati	24	113		0
Attività per imposte anticipate	34	(247)		(148)
Crediti commerciali	10	1.813		476
Crediti tributari	11	191		0
Crediti vari e altre attività correnti	12	295		199
Disponibilità liquide e altri titoli correnti	21	6.346		6.922
Imposte differite	34	0	(13.077)	0	(9.491)
Fondo rischi	26	(430)		(197)
Passivita' finanziarie	22-23	(4.461)		(4.460)
Debiti tributari	15	(2.122)		(120)
Debiti commerciali	14	(645)		(544)
Debiti correnti e non correnti	13-16	(3.516)		(4.350)
Attività nette identificabili alla data di acquisizione del controllo		13.993		10.841
Fair value del 100% delle attività nette		49.931		36.924

Il corrispettivo per il trasferimento del fair value delle attività nette di Fri-el Anzi e di Fri-el Guardionara per la quota del 51% è stato determinato alla data di valutazione attraverso una perizia predisposta da esperti del settore secondo le prassi consolidate. I valori sono stati così determinati in maniera provvisoria secondo i criteri dell'IFRS 3.

Valori rilevati in seguito all'aggregazione aziendale

Il maggior valore derivante dall'acquisizione è stato rilevato come illustrato nella tabella seguente:

Plusvalori rilevati in seguito all'aggregazione aziendale	Friel Guardionara	Friel Anzi	Totale
Fair value alla data di acquisizione 100%	49.931	36.924	86.855
Attività nette alla data di acquisizione del controllo	(13.993)	(10.841)	(24.834)
Plusvalori rilevati in seguito all'aggregazione aziendale	35.938	26.083	62.021

In accordo con quanto previsto dal principio di riferimento, l'IFRS 3, in sede di aggregazione aziendale realizzata in più fasi, Alerion, valutando il fair value alla data di acquisizione delle interessenze nell'acquisita precedentemente possedute dall'acquirente, ha riconosciuto un provento a conto economico per 22.848 migliaia di euro.

La rivalutazione al fair value della partecipazione del 49% detenuta precedentemente dal Gruppo in Fri-el Guardionara e Fri-el Anzi ha generato un provento complessivo di 22.848 migliaia di euro, suddiviso rispettivamente in 14.105 migliaia di euro e 8.744 migliaia di euro. Tale importo è stato incluso nella voce 'Proventi (oneri) da partecipazioni ed altre attività finanziarie" nel prospetto sintetico dell'utile/(perdita) e delle altre componenti del conto economico.

Remeasurement - del 49% delle attività nette consolidate	Friel
pre-acquisizione	Guardionara	Friel Anzi	Totale
Valore contabile del 49% delle attività nette consolidate pre-acquisizione	10.361	9.349	19.710
Fair Value del 49% delle attività nette consolidate pre acquisizione	24.466	18.093	42.559
Remeasurement - del 49% delle attività nette consolidate pre-acquisizione	14.105	8.744	22.848

Sono stati inoltre rilevati per ciascuna attività o passività provvisoriamente individuata al fair value i rispettivi effetti fiscali tra le attività per imposte anticipate ed il fondo imposte differite passive.

Poiché le due acquisizioni del controllo di Fri-el Anzi e di Fri-el Guardionara si sono perfezionate nel corso del primo trimestre 2023, il conto economico consolidato del Gruppo al 30 giugno 2023 comprende il contributo economico dalla data di acquisizione fino alla data di chiusura del semestre.

Come segnalato in precedenza, il fair value netto delle attività acquisite è stato determinato in maniera provvisoria. I valori, che saranno determinati in sede di contabilizzazione definitiva potrebbero, pertanto, discostarsi.

Si riportano di seguito i dati economici delle controllate oggetto di acquisizione come se l'acquisizione fosse avvenuta al 1° gennaio 2023, in confronto con il contributo economico dalla data di acquisizione fino alla data di chiusura del semestre:

Fri-el Guardionara S.r.l. (valori in euro migliaia)	Inclusi nel bilancio consolidato semestrale al 30 giugno 2023	dal 01 gennaio al 30 giugno 2023
Ricavi	(2.868)	(2.868)
Costo delle risorse umane	75	75
Altri costi operativi	567	567
Costi operativi	642	642
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	(2.226)	(2.226)
Ammortamenti e svalutazioni	627	627
Risultato Operativo (EBIT)	(1.599)	(1.599)
Proventi (oneri) finanziari	(14)	(14)
Risultato ante imposte (EBT)	(1.613)	(1.613)
Imposte	430	430
Risultato Netto	(1.183)	(1.183)
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0	0
Risultato Netto di Gruppo	(1.183)	(1.183)

Fri-el Anzi S.r.l.	Inclusi nel
	bilancio
	consolidato	dal 01 gennaio
	semestrale al	al 30 giugno
(valori in euro migliaia)	30 giugno 2023	2023
Ricavi	(858)	(2.336)
Costo delle risorse umane	0	0
Altri costi operativi	252	415
Costi operativi	252	415
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(334)	0
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	(940)	(1.921)
Ammortamenti e svalutazioni	234	468
Risultato Operativo (EBIT)	(706)	(1.453)
Proventi (oneri) finanziari	13	17
Risultato ante imposte (EBT)	(693)	(1.436)
Imposte	230	502
Risultato Netto	(463)	(934)
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0	0
Risultato Netto di Gruppo	(463)	(934)

5. ATTIVITA' IMMATERIALI A VITA DEFINITA

Nella tabella seguente sono riportate le movimentazioni delle Attività immateriali a vita utile definita intervenuti nel semestre:

	Diritti e	concessioni Costi di sviluppo	Brevetti ed opere d'ingegno	Altre immob. immateriali	Immob. in corso	Totale
(valori in Euro migliaia)
Valore netto al 01.01.2022	187.349	11.780	172	77	1.888	201.266
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	3.171	-	69	2	-	3.242
Incrementi	4.193	1.762	46	3	788	6.792
Decrementi	(489)	(185)	(195)	(486)	-	(1.355)
Altre riclassifiche	180	329	-	-	(1.547)	(1.038)
Totale variazione Valore Lordo	7.055	1.906	(80)	(481)	(759)	7.641
Ammortamenti accumulati
Ammortamenti	(10.950)	(548)	(37)	(16)	-	(11.551)
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione	-	-	154	464	-	618
cespiti
Altre variazioni	-	(165)	-	-	-
Totale variazione ammortamenti accumulati	(10.950)	(713)	100	447	-	(10.951)
Valore lordo al 31.12.2022	257.351	17.560	436	2.300	1.129	278.776
Fondo ammortamento	(73.897)	(4.587)	(244)	(2.257)	-	(80.985)
Valore netto al 01.01.2023	183.454	12.973	192	43	1.129	197.791
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	4.683	-	-	137	-	4.820
A seguito di aggregazioni aziendali	86.035	-	-	-	-	86.035
Incrementi	12	2.486	-	-	417	2.915
Decrementi	(16.921)	-	-	-	(156)	(17.077)
Totale variazione Valore Lordo	73.809	2.486	-	137	261	76.693
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	-	-	-	(106)	-	(106)
A seguito di aggregazioni aziendali	(1.385)	-	-	-	-	(1.385)
Ammortamenti	(7.381)	(285)	(25)	(13)	-	(7.704)
Altre variazioni	22	-	-	-	-	22
Totale variazione ammortamenti accumulati	(8.744)	(285)	(25)	(119)	-	(9.173)
Valore lordo al 30.06.2023	331.160	20.046	436	2.437	1.390	355.469
Fondo ammortamento	(82.641)	(4.872)	(269)	(2.376)	-	(90.158)
Valore netto al 30.06.2023	248.519	15.174	167	61	1.390	265.311

I Diritti e concessioni ammontano a 248.519 migliaia di euro (183.454 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) e si riferiscono alle autorizzazioni e ai diritti di gestione dei parchi eolici rilevati tramite l'acquisto di partecipazioni in società progetto.

L'incremento dell'esercizio di 65.065 migliaia di euro riflette l'ingresso nel perimetro di consolidamento delle due società acquisite precedentemente detenute in joint venture, nello specifico Fri-El Anzi e Fri-El Guardionara. Si rimanda alla nota "4" per il trattamento adottato per la contabilizzazione dei plusvalori emersi in sede di business combination.

I Costi di sviluppo ammontano a 15.174 migliaia di euro (12.973 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) e si riferiscono a costi sostenuti prevalentemente a fronte di studi di fattibilità, di progettazione, analisi anemometriche e ad altri costi relativi a progetti eolici in fase di sviluppo e di realizzazione. Tali costi sono stati capitalizzati in base alle indicazioni dello IAS 38 e ammortizzati a partire dall'entrata in funzione degli impianti a cui si riferiscono, sulla base della vita utile del relativo progetto.

Come richiesto dallo IAS 36, la Società deve valutare ad ogni data di riferimento del bilancio se esiste una indicazione che un'attività possa aver subito una riduzione di valore. Se esiste una qualsiasi indicazione di ciò, l'entità deve stimare il valore recuperabile dell'attività.

Per le attività immateriali risultanti dall'operazione di aggregazione aziendale di Fri-el Guardionara e Fri-el Anzi, già descritta in precedenza, sono state svolte procedure ad hoc al fine di allineare i valori risultanti dalle perizie svolte in sede di acquisizione ai valori risultanti dal nuovo scenario di riferimento in termini di

prezzi dell'energia alla data del 30 giugno 2023. Le procedure di impairment svolte in particolare sui plusvalori emersi in sede di contabilizzazione provvisoria (l'IFRS 3) della business combination hanno portato a determinare un adeguamento della valutazione delle suddette attività immateriali per 16.921 migliaia di euro al lordo dei relativi effetti fiscale.

In merito alle residue attività immateriali, nello svolgimento di analisi di sensitività, si è fatto riferimento ai risultati consuntivati al termine del primo semestre 2023 rispetto a quanto previsto nei piani approvati e utilizzati nell'ultimo test di impairment a dicembre 2022. Nonostante la contrazione dei prezzi di vendita si è registrato infatti, un positivo andamento economico della gestione nel corso del primo semestre, che include anche gli effetti negativi derivanti dall'applicazione delle misure contro il "caro energia" introdotte dal Governo nel corso del 2022 e relative ancora a tutto il primo semestre 2023. Si segnala, dunque, che in sede di redazione del presente bilancio consolidato semestrale abbreviato non sono stati identificati indicatori di impairment considerando sia le fonti informative interne che esterne.

Si segnala che la capitalizzazione di mercato del Gruppo, pari a circa 1,7 miliardi di euro al 30 giugno 2023, evidenzia un valore notevolmente superiore a quello del patrimonio netto contabile alla stessa data, a supporto della tenuta del valore degli asset.

6. ATTIVITA' MATERIALI

Nella tabella seguente sono riportate le variazioni delle Attività materiali:

			Impianti e		Immobilizz. in
(valori in Euro migliaia)	Terreno	Fabbricato	macchinari	Altri beni	corso	Totale
Valore netto al 01.01.2022	27.926	4.640	396.683	397	60.877	490.523
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	475	-	329	979	662	2.445
Altre riclassifiche	7	54	41.481	-	(40.504)	1.038
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	(3.509)	244	-	74	-	(3.191)
Incrementi	3.136	400	25.215	1.307	57.922	87.980
Decrementi	(1.203)	-	(2.950)	(594)	-	(4.747)
Totale variazione Valore Lordo	(1.094)	698	64.075	1.766	18.080	83.525
Ammortamenti accumulati
Ammortamenti	(1.124)	(291)	(29.776)	(290)	-	(31.481)
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	468	-	-	42	-	510
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	-	-	120	502	-	622
Totale variazione ammortamenti accumulati	(656)	(291)	(29.695)	(26)	-	(30.668)
Valore lordo al 31.12.2022	30.498	5.490	870.058	3.299	78.957	988.302
Fondo ammortamento	(4.322)	(443)	(438.995)	(1.162)	-	(444.922)
Valore netto al 01.01.2023	26.176	5.047	431.063	2.137	78.957	543.380
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	1.654	666	-	-	6.418	8.738
A seguito di aggregazioni aziendali	1.994	483	62.981	39	-	65.497
Altre riclassifiche	-	(229)	229	-	-	-
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	19	(33)	-	-	-	(14)
Incrementi	210	17	585	329	18.860	20.001
Decrementi	-	-	(862)	(3)	(1.940)	(2.805)
Totale variazione Valore Lordo	3.877	904	62.933	365	23.338	91.417
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	-	(32)	-	-	-	(32)
A seguito di aggregazioni aziendali	(109)	(145)	(35.548)	(36)	-	(35.838)
Ammortamenti	(579)	(165)	(16.842)	(207)	-	(17.793)
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	-	4	-	-	-	4
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	-	-	692	1	-	693
Altre riclassifiche	-	145	(145)	-	-	-
Totale variazione ammortamenti accumulati	(688)	(193)	(51.843)	(242)	-	(52.966)
Valore lordo al 30.06.2023	34.375	6.394	932.991	3.664	102.295	1.079.719
Fondo ammortamento	(5.010)	(636)	(490.838)	(1.404)	-	(497.888)
Valore netto al 30.06.2023	29.365	5.758	442.153	2.260	102.295	581.831

Le voci Terreni e Fabbricati ammontano a complessivi 35.123 migliaia di euro, il cui valore si incrementa di 3.900 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2022 quando era pari a 31.223 migliaia di euro, per effetto principalmente dell'acquisto di terreni e della variazione dell'area di consolidamento derivante dalle acquisizioni svolte nel periodo.

Gli Impianti e macchinari ammontano a 442.153 migliaia di euro (431.063 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) ed includono i costi relativi alla stima degli oneri di ripristino dei siti ove insistono gli impianti. La movimentazione è legata all'incremento per l'ingresso nel perimetro delle due società acquisite precedentemente detenute in joint venture Fri-El Anzi e Fri-El Guardionara e al decremento legato al normale processo di ammortamento intervenuto nel periodo.

Gli Altri beni ammontano a 2.260 migliaia di euro (2.137 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) e riguardano principalmente arredi e mobili d'ufficio, nonché macchine d'ufficio elettroniche.

Le Immobilizzazioni in corso ammontano a 102.295 migliaia di euro (78.957 migliaia di euro al 31 dicembre 2022). L'incremento di 23 milioni di euro è principalmente riferibile alla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia e in Romania.

7. PARTECIPAZIONI IN SOCIETA' VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

Si riporta qui di seguito l'informativa richiesta dal Principio Contabile Internazionale IFRS 11 "Joint arrangements".

Al 30 giugno 2023, Alerion Clean Power S.p.A. detiene partecipazioni in joint-venture nelle società Ecoenergia Campania S.r.l., New Green Molise S.r.l., Generai S.r.l., Bioenergia S.r.l. e Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l..

Rispetto al 31 dicembre 2022 a seguito del perfezionamento dell'operazione di split of asset con RWE, le partecipazioni in Fri-el Andromeda, Fri-el Anzi e Fri-el Guardionara non sono più ricomprese tra le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto.

Inoltre Alerion detiene direttamente, a seguito della fusione con la controllata Alerion Energie Rinnovabili S.r.l., le seguenti partecipazioni in società collegate: Giava Uno S.r.l. in liquidazione e S.C. Compania Eoliana S.A.. Quest'ultima, a sua volta, è titolare del 99% del capitale di Jimbolia Wind Farm S.r.l.. Tali partecipazioni sono state interamente svalutate negli esercizi precedenti.

In base alla struttura di governance e agli accordi contrattuali, Alerion non può da sola esercitare il controllo sulle attività rilevanti di tali società. Le decisioni circa le attività identificate come rilevanti vengono, infatti, assunte soltanto con l'accordo congiunto dei soci.

Per tale motivo tali società vengono contabilizzate con il metodo del Patrimonio Netto.

(Euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	Variazione
New Green Molise S.r.l.	18.897	19.777	( 880 )
Ecoenergia Campania S.r.l.	2.407	3.205	( 798 )
Andromeda Wind S.r.l.	-	12.440	( 12.440 )
Fri-El Anzi S.r.l.	-	8.955	( 8.955 )
Fri-El Guardionara S.r.l.	-	10.361	( 10.361 )
Generai S.r.l.	881	885	( 4 )
Bioenergia S.r.l.	882	884	( 2 )
Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	89	92	( 3 )
Totale Partecipazioni in joint venture ed imprese collegate	23.156	56.599	( 33.440 )

Si rimanda alla nota di commento "40" per i dettagli relativi alle partecipazioni in Joint ventures ed a quelle detenute con il metodo del patrimonio netto.

8. CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI

I Crediti vari e altre attività non correnti si attestano a 1.157 migliaia di euro (rispetto alle a 1.215 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) ed includono principalmente i crediti IVA che saranno incassati in periodo superiore ai 12 mesi successivi alla chiusura del presente esercizio.

ATTIVITA' CORRENTI

9. RIMANENZE

Le rimanenze di magazzino ammontano a 9.621 migliaia di euro (rispetto alle a 8.284 migliaia di euro al 31 dicembre 2022). Si evidenzia che il saldo in oggetto si è originato a seguito dell'acquisizione della società Alerion Service S.r.l. che svolge le attività cosiddette di "Asset Management" per i parchi operativi attualmente compresi nel perimetro del Gruppo. Tali attività di manutenzione comprendono l'assistenza e la sostituzione delle parti di ricambio delle centrali eoliche al verificarsi di eventi o sulla base delle tempistiche programmate.

10.CREDITI COMMERCIALI

Crediti Commerciali ammontano a 14.083 migliaia di euro (27.405 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) e sono principalmente rappresentati da crediti maturati sulla vendita dell'energia prodotta nel mese di giugno 2023. La variazione in diminuzione rispetto al precedente esercizio è dovuta al forte decremento dei prezzi nel corso di questo primo semestre 2023.

I crediti commerciali hanno generalmente scadenza a 30-45 giorni.

11.CREDITI TRIBUTARI

La voce Crediti Tributari ammonta a 3.863 migliaia di euro (3.089 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) e si riferisce principalmente a crediti tributari IRES (2.504 migliaia di euro richiesti a rimborso e 117 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo), a crediti tributari IRAP (1.068 migliaia di euro chiesti a rimborso e 118 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo).

12.CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITA' CORRENTI

Nella tabella seguente vengono riportati i dettagli che compongono i Crediti vari e altre attività correnti:

(Euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	Variazione
Crediti verso l'Erario Crediti verso altri	17.058 22.179	17.595 14.107	(537) 8.072
Totale crediti vari correnti	39.237	31.702	7.535

I Crediti verso l'Erario sono principalmente costituiti dalla quota di crediti per ritenute ed imposte indirette (IVA) che si ritiene siano recuperabili entro l'esercizio successivo.

I Crediti verso altri ammontano a 22.179 migliaia di euro (14.107 migliaia di euro al 31 dicembre 2022), al netto di un fondo svalutazione di 146 migliaia di euro, e si riferiscono principalmente a crediti per rimborsi assicurativi per 17.272 migliaia di euro e a risconti attivi per 3.864 migliaia di euro.

PASSIVITA'

13.DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' NON CORRENTI

I debiti vari e altre passività non correnti ammontano a 17.666 migliaia di euro (15.879 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) e si riferiscono al contributo ex-lege 488/92 e al contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella, Agrigento, Campidano, Ricigliano, Grottole e Anglona.

(Euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	Variazione
Altri debiti	17.666	15.879	1.788
Totale debiti vari non correnti	17.666	15.879	1.788

PASSIVITA' CORRENTI

14.DEBITI COMMERCIALI CORRENTI

I Debiti commerciali ammontano a 54.929 migliaia di euro (45.571 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) e si riferiscono a debiti verso fornitori. Non producono interessi e sono normalmente regolati a 60 giorni. L'incremento della voce è effetto dell'incremento dei debiti commerciali verso fornitori terzi.

15.DEBITI TRIBUTARI

I Debiti tributari ammontano a 65.135 migliaia di euro (59.060 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) e si riferiscono principalmente a debiti per imposte correnti per IRES, di cui 25.451 migliaia di euro da consolidato fiscale nazionale.

(Euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	variazione
Debiti tributari per IRAP	3.070	4.180	(1.110)
Debiti per imposta sostitutiva	1.112	880	232
Debiti tributari per IRES	28.847	25.200	3.647
Altri debiti tributari	32.106	28.800	3.306
Totale debiti tributari	65.135	59.060	6.075

16.DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' CORRENTI

I Debiti vari ammontano a 17.497 migliaia di euro (12.645 migliaia al 31 dicembre 2022), così composti:

(Euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	variazione
Debiti verso dipendenti e amministratori	1.304	930	374
Debiti verso l'Erario	991	1.103	(112)
Debiti previdenziali	434	429	5
Altri debiti	14.768	10.183	4.585
Totale debiti vari ed altre passività correnti	17.497	12.645	4.852

La voce Altri debiti comprende principalmente:

• debiti per convenzioni comunali per 3.152 migliaia di euro;
• risconti passivi rilevati in relazione alla quota corrente dei contributi in conto capitale in capo alle controllate Eolo S.r.l., WPS S.r.l Fri-El Ricigliano S.r.l., Fri-El Grottole S.r.l. e Fri-El Anglona S.r.l., per 2.271 migliaia di euro.

Gli "Altri debiti" sono infruttiferi e sono regolati in media ogni 12 mesi.

Per i termini e le condizioni relative alle parti correlate si veda la nota "Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 30 giugno 2023".

17.PATRIMONIO NETTO

Le politiche di gestione del capitale da parte del Gruppo prevedono il mantenimento di un livello di capitale al fine di mantenere un rapporto di fiducia con gli investitori, i creditori ed il mercato, consentendo altresì lo sviluppo futuro dell'attività. Il Gruppo monitora costantemente il rendimento del capitale e il livello di dividendi da distribuire ai detentori di azioni ordinarie.

Il Patrimonio Netto di pertinenza del Gruppo al 30 giugno 2023 è pari a 301.705 migliaia di euro con un incremento di 2.919 migliaia di euro rispetto ai 298.786 migliaia di euro del 31 dicembre 2022. Le variazioni intervenute sono state:

• incremento di 50.120 migliaia di euro per l'utile del periodo di pertinenza del Gruppo;
• incremento di 63 migliaia di euro per effetto degli utili/perdite risultanti dalla valutazione al fair value degli strumenti obbligazionari, iscritti tra le attività finanziarie, e rilevati direttamente nel conto economico complessivo consolidato al netto dell'effetto fiscale;
• incremento di 17 migliaia di euro per effetto degli utili/perdite attuariali da piani a benefici definiti (IAS 19) rilevati nel conto economico complessivo consolidato al netto dell'effetto fiscale;
• riduzione dei fondi propri per effetto dell'acquisto di azioni proprie pari a 3.418 migliaia di euro, al netto degli utilizzi per il piano di incentivazione 2021 - 2022;
• incremento di 98 migliaia di euro per la rilevazione degli effetti del piano di incentivazione basato su azioni (stock grant) per il triennio 2023, 2024 e 2025. La relativa riserva come richiesto dal principio di riferimento, IFRS, 2 è collegata al piano di incentivazione di lungo termine (piano di Stock Grant) che prevede l'assegnazione a Amministratori Esecutivi e Dirigenti con Responsabilità Strategiche di un incentivo rappresentato da una componente di natura azionaria. Il Piano 2023 – 2025 ha ad oggetto l'attribuzione gratuita di azioni, in caso di raggiungimento di determinati obiettivi di performance al termine di un periodo. Il numero massimo complessivo di Azioni attribuito ai Beneficiari è pari a n. 34.332 Azioni, rivenienti dall'assegnazione di azioni proprie. Il Gruppo rileva i servizi resi dai beneficiari come costo del personale e stima indirettamente il loro valore, e il

corrispondente incremento del patrimonio netto, sulla base del fair value degli strumenti rappresentativi di capitale alla grant date, così come previsto dal principio contabile di riferimento.

• riduzione per 8.835 migliaia di euro dovuto alla variazione del fair value degli strumenti derivati, al netto dell'effetto fiscale;
• decremento di 35.039 migliaia di euro alla distribuzione parziale di riserve disponibili. Come deciso dall'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 20 aprile 2023, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dall'8 maggio 2023 con stacco in data 10 maggio 2023 della cedola n. 1, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,65 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 35.039 migliaia di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall'Assemblea.

Il prospetto di variazione delle voci del patrimonio netto al 30 giugno 2023 rispetto a quelle presenti al 31 dicembre 2022 è esposto tra i prospetti contabili consolidati.

Si riporta di seguito il dettaglio delle singole voci:

Il capitale sociale di Alerion ammonta a 161.137 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2022) ed è costituito da n. 54.229.403 azioni ordinarie.

La riserva azioni proprie al 30 giugno 2023 è negativa per 8.418 migliaia di euro (negativa per 5.136 al 31 dicembre 2022) e si riferisce al controvalore di acquisto delle n. 364.804 azioni proprie detenute dalla società.

La riserva da sovrapprezzo azioni ammonta a 21.400 migliaia di euro, invariata rispetto al 31 dicembre 2022, e si riferisce: i) al sovrapprezzo di 0,02 euro per azione sull'aumento di capitale avvenuto nel corso del 2003; ii) al sovraprezzo di 0,55 euro per azione sull'aumento di capitale avvenuto nel 2008, al netto delle rettifiche per i costi sostenuti, funzionali agli aumenti di capitale; iii) alla differenza tra il valore relativo all'acquisto delle azioni proprie annullate nel 2012 e il loro valore nominale, oltre alla commissioni sull'acquisto.

Le riserve di risultato sono positive per 121.278 migliaia di euro (positive per 106.422 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) ed includono gli utili/perdite accumulate, al netto dei dividendi distribuiti.

La riserva di cash flow hedge risulta positiva per 6.308 migliaia di euro (positiva per 15.143 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) ed accoglie le variazioni di fair value degli strumenti derivati, al netto del relativo effetto fiscale per la loro porzione efficace. La variazione negativa dell'esercizio è stata complessivamente pari a 8.835 migliaia di euro di cui 126 migliaia di euro riconducibile alle partecipazioni in società valutate con il metodo del patrimonio netto. Si rimanda al paragrafo "3. POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO" dove è riportata la movimentazione della riserva di cash flow hedge.

Il capitale, le riserve ed il risultato di terzi sono pari complessivamente a 5.878 migliaia di euro (6.212 migliaia di euro al 31 dicembre 2022).

Si riporta qui di seguito l'informativa richiesta dal Principio Contabile Internazionale IFRS 12 "Disclosure of interests with other entities".

	Sede	Utili (perdite) su
Società	operativa	Percentuale di possesso		partecipazioni di minoranza		Patrimonio netto di terzi
(Euro Migliaia)				Iº Semestre	1º Semestre
		30.06.2023	31.12.2022	2023	2022	30.06.2023	31.12.2022
Alerion Bulgaria AD	Bulgaria	92,50%	92,50%	(1)	(1)	(7)	(7)
Parco Folico licodia Eubea	Italia	80,00%	80,00%	111	703	ਰੇਤੇ ਦੇ	1.593
Energes Biccari	lta lia	75,00%	75,00%	0	0	0	0
Wind Energy EOOD	Bulgaria	51,00%	51,00%	70	190	1.075	1.001
Wind Stream EOOD	Bulgaria	51,00%	51,00%	49	136	756	707
Wind Systems EOOD	Bulgaria	51,00%	51,00%	70	204	1.060	990
Wind Power 2 FOOD	Bulgaria	51,00%	51,00%	રક	188	1.020	ਰੇਤ ਦੇ
FRI-EL Anglona	Italia	90,00%	90,00%	98	339	(382)	(401)
Draghiescu Partners	Romania	90,00%	90,00%	(25)	(36)	(144)	(119)
FRI-EL Nulvi Holding	Italia	90,00%	90,00%	(1)	(3)	1.801	1.722
Bisa Ita	Romania	86,00%	0,00%	0	0	(13)	0
Mitoc Partners	Romania	75,00%	75,00%	(13)	(73)	(130)	(117)
Phoenix Catalyst	Romania	75,00%	75,00%	(1)	(7)	(19)	(19)
Phoenix Ceres	Romania	75,00%	75,00%	(1)	(7)	(19)	(19)
Phoenix Genesis	Romania	75,00%	75,00%	(1)	(7)	(20)	(19)
Phoenix Nest	Romania	75,00%	75,00%	(1)	(28)	(25)	(25)
Totale				419	1.598	5.878	6.212

18.INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE DELLE ATTIVITA' IN FUNZIONAMENTO

Si fornisce di seguito il dettaglio dell'indebitamento finanziario al 30 giugno 2023 e al 31 dicembre 2022, esposto sulla base del nuovo schema previsto dall'orientamento ESMA 32-232-1138 del 4 marzo 2021:

(valori in Euro migliaia)		30.06.2023	31.12.2022
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti
Disponibilità liquide	21	13	15
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	21	236.472	226.594
Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	21	236.485	226.609
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	20	78.442	76.049
Liquidità		314.927	302.658
Passività finanziarie correnti
Debito corrente per linee bancarie	23	(40.233)	(111)
Debiti correnti per strumenti derivati	24	(2.794)	-
Debito finanziario corrente	23 - 24	(43.027)	(111)
Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing	23	(20.575)	(33.964)
Debiti correnti per Lease	23	(1.199)	(1.144)
Debito corrente verso Obbligazionisti	23	(6.690)	(3.124)
Debito corrente verso altri finanziatori	23	(1.302)	(255)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	23	(29.766)	(38.487)
Indebitamento finanziario corrente	23 - 24	(72.793)	(38.598)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO		242.134	264.060
Passività finanziarie non correnti
Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing		(134.064)	(127.736)
Debito non corrente verso altri finanziatori	22	(10.160)	(10.386)
Debiti non correnti per Lease	22	(16.132)	(15.978)
Debito finanziario non corrente	22	(160.356)	(154.100)
Debito non corrente verso Obbligazionisti	22	(495.944)	(495.426)
	22
Strumenti di debito	22	(495.944)	(495.426)
Debiti commerciali e altri debiti non correnti		-	-
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE	22	(656.300)	(649.526)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO*		(414.166)	(385.466)
* Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138

19.CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

I Crediti Finanziari e Altre Attività Finanziarie Non Correnti si attestano a 10.572 migliaia di euro (rispetto alle 8.005 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) ed includono: i) i crediti finanziari verso le società valutate con il metodo del patrimonio netto, ii) le attività finanziarie relative alle operazioni di sviluppo e di investimento in Romania, come descritto nella relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2022.

20.CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI

La voce pari a 75.511 migliaia di euro (73.885 migliaia di euro al 31 dicembre 2022), si riferisce ad attività finanziarie del gruppo che rappresentano temporanei impieghi di liquidità. In particolare, parte delle attività finanziarie si riferisce per 10.000 migliaia di euro a cosiddetti "contratti di time deposit" per una durata residua di 4 mesi, e per 65.876 migliaia di euro a strumenti obbligazionari con una durata media di circa 5

anni con primarie controparti finanziarie, gli importi sono espressi al lordo degli effetti derivanti dalla valutazione al fair value pari a 1.262 migliaia di euro.

21.CASSA ED ALTRE ATTIVITÀ LIQUIDE EQUIVALENTI

I Depositi Bancari ammontano a 236.485 migliaia di euro (226.609 migliaia di euro al 31 dicembre 2022).

(Euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	Variazione
Depositi bancari a vista	236.472	226.594	9.878
Denaro e valori in cassa	13	15	(2)
Totale cassa ed altre disponibilità liquide equivalenti	236.485	226.609	9.876

Si segnala che alla data del 30 giugno 2023 i Depositi Bancari riconducibili a società del Gruppo che non hanno in essere finanziamenti in project financing ammontano a 156.673 migliaia di euro al 30 giugno 2023 (180.770 migliaia di euro al 31 dicembre 2022).

Le disponibilità liquide, relative alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing ammontano a 79.797 migliaia di euro al 30 giugno 2023 (45.822 migliaia di euro al 31 dicembre 2022), sono principalmente costituite da depositi di conti correnti bancari e devono operare nel rispetto degli impegni legati ai contratti di project financing.

Per maggiori dettagli sulla movimentazione delle disponibilità liquide si rimanda allo schema del Rendiconto Finanziario semestrale consolidato.

PASSIVITA' NON CORRENTI

22.PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

(Euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	Variazione
Debiti vero obbligazionisti	495.944	495.426	518
Debiti verso banche per finanziamenti	134.064	127.736	6.328
Debiti finanziari per Lease	16.132	15.978	154
Debiti verso soci terzi per finanziamenti	10.160	10.386	(226)
Totale passività finanziarie non correnti	656.300	649.526	6.774

Il Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2023 è composto i) dal valore del prestito obbligazionario 2019-2025 sottoscritto il 12 dicembre 2019 per un controvalore di 200.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 1.275 migliaia di euro, ii) dal valore del prestito obbligazionario 2021-2027 emesso in data 3 novembre 2021 per un controvalore di 200.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 1.603 migliaia di euro e ii) dal valore del prestito obbligazionario 2022-2028 emesso in data 17 maggio 2022 per un controvalore di 100.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 1.178 migliaia di euro. La variazione intercorsa per 518 migliaia di euro nel semestre fa riferimento principalmente alla maturazione degli interessi di periodo.

La voce Debiti verso banche per finanziamenti al 30 giugno 2023 ammonta a 134.064 migliaia di euro (al 31 dicembre 2022 era pari a 127.736 migliaia di euro) ed è composta i) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing ottenuti per la realizzazione dei parchi eolici di Villacidro, di Albareto e di

Ponte Gandolfo, detenuti rispettivamente dalle controllate Green Energy Sardegna S.r.l. per 20.640 migliaia di euro, Fri-El Albareto S.r.l. per 13.963 migliaia di euro ed Eolica PM S.r.l. per 34.934 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, iii) della quota a lungo termine dei finanziamenti bancari ottenuti da Alerion Clean Power S.p.A. verso Mediocredito pari a 1.938 migliaia di euro iii) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing per effetto delle nuove stipule effettuate nel corso del semestre 2022, nello specifico in capo a Enermac S.r.l. per 39.205 migliaia di euro, in capo a Naonis Wind S.r.l. per 8.517 migliaia di euro e ad Anemos Wind per 10.486 migliaia di euro e iv) dalla quota a lungo termine del mutuo ipotecario per effetto delle acquisizioni perfezionatesi nel corso del semestre della società precedentemente detenute in joint venture, nello specifico Fri-El Anzi titolare di un mutuo ipotecario per 1.006 migliaia di euro, al netto dei costi accessori.

Di seguito si riportano le informazioni dettagliate delle passività finanziarie correnti e non correnti con l'indicazione dei tassi d'interesse applicati e delle relative scadenze:

(Euro/000)	al 31.12.22	Increm.		(decrem.) al 30.06.23	Tasso di interesse	ારડ	scadenza
Debito verso Obbligaz. 2019 2025 Green Bond	198.708	3.339	0		202.047 Tasso Pr. obligazionario 3,125%	n.a.	2025
Debito verso Obbligaz. 2021 2027 Green Bond	198.941	2.403	0		201.344 Tasso Pr. obligazionario 2,25%	n.a.	2027
Debito verso Obbligaz. 2022 2028 Green Bond	100.901	0	(1.657)		99.244 Tasso Pr. obligazionario 3,5%	n.a.	2028
Project financing Albareto	15.689	0	(618)	15.071	Euribor 6 mesi + 1,95 %	0.95%	2035
Project financing Naonis	9.102	0	(215)	8.887	Euribor 6M + 1,80%	1,90%	2039
Project financing Enermac	41.868	0	(852)		41.016 Euribor 6M + 1,80%	1,93%	2039
Project finance Anemos Wind	14.501	0	(1.105)	13.396	Euribor 6M + 1,55 %	1,39%	2028
Project financing Campidano	6.904	0	(3.443)		3.461 Euribor 6 mesi + 1,75 %	(0,17%)	2023
Project financing Comiolica	0	0	0		0 Euribor 6 mesi + 2,75 %	0,43%	Rimborsato
Project financing Eolica PM	39.174	0	(1.543)		37.631 Euribor 6 mesi + 1,95 %	1,11%	2035
Project financing Green Energy Sardegna	23.111	0	(893)	22.218	Euribor 6 mesi + 1,95%	1,23%	2035
Project financing W.Energy Eood	0	0	0		0 DEG Base + 4,75 %	n.a.	Rimborsa to
Project financing W.Power Eood	0	0	0	O	DEG Base + 4,75 %	n.a.	Rimborsa to
Project financing W.Stream Eood	0	0	0		0 DEG Base + 4,75 %	n.a.	Rimborsato
Project financing W.System Eood	0	0	0		0 DEG Base + 4,75 %	n.a.	Rimborsato
Project financing Grottole	3.230	0	(3.230)	0	Euribor 6 mesi + 1,10 %	0,19%	Rimborsato
Project financing Guardionara	0	2.823	0	2.823	Euribor 6 mesi + 1,6 %	0,12%	2024
Finanzi amento Ipotecario Anzi	0	2.984	0	2.984	Euribor 3 mesi + 2,0 %	n.a.	2024
Finanziamento Ipotecario Fucini4	3.815	0	(147)	3.668	Euribor 6 mesi + 1,6 %	0,47%	2032
Finanzi amento Bankinter	1.110	0	(409)	/01	Euribor 6 mesi +2,32%	n.a.	2024
Finanzi amento Mediocredito 2020 2026	3.188	0	(413)		2.775 Euribor 3 mesi + 1,8 %	n.a.	2026
Debiti vs Banche	111	40.122	0		40.233 Euribor 1 mese + 1,0%	n.a.	a revoca
Debiti finanziari per Leases	17.122	209	0		17.331 Tasso indebitam incrementale 3,71%	n.a.
Finanzi amento soci di minoranza	10.649	0	(72)	10.577
Altre passività finanziarie	0	892	0	892
Totale Passività finanziarie	688.124	52.772	(14.597)	726.299
dicui
Correnti	38.598			69.999
Non-correnti	649.526			656.300

Con riferimento ai finanziamenti sopra riportati di seguito si riportano le informazioni, per singolo progetto, relative all'ammontare del debito residuo, alle forme tecniche utilizzate, alla scadenza, agli impegni, alle garanzie rilasciate a favore dei soggetti finanziatori ed alle clausole contrattuali significative.

(Euro/000)				Debito finanziario associato
Impianto	Società	Capacità Installata Consolidata (MW)	Valore netto contabile delle Attività	Valore contabile delle Passività Finanziarie	Forma Tecnica	Scadenza	Impegni, garanzie rilasciate a favore dei finanziatori	Clausole contrattuali significative
Callari (CT)	Callari S.r.l.	36,00	24.319		0 Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Ordona (FG)	Ordona S.r.l.	34,00	25.338		0 Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Castel di Lucio (ME)	Minerva S.r.l.	22,95	19.949	0 Fin. Soci		Rimborsato	(Itg)	(Itg)
Licodia (CT)	Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l.	22,10	19.232	0 Fin. Soci		Rimborsato	(Itg)	(Itg)
San Marco in Lamis (FG)	Renergy San Marco S.r.l.	44,20	33.015	0 Fin. Soci		Rimborsato	(Itg)	(Itg)
Agrigento (AG)	Wind Power Sud S.r.l.	33,15	30.033	0 Fin. Soci		Rimborsato	(Itg)	(Itg)
Albanella (SA)	Eolo S.r.l.	8,50	3.565	0 Fin. Soci		Rimborsato	(Itg)	(Itg)
Ciorlano (CE)	Dotto S.r.l.	20,00	10.537	0 Fin. Soci		Rimborsato	(Itg)	(Itg)
Morcone Pontelandolfo (BN)	Eolica PM S.r.l.	51,8	64.702	37.631 Proj.financing		2035	(*)	(**)
Villacidro (VS)	Green Energy Sardegna S.r.l.	30,8	34.751	22.218 Proj.financing		2035	(*)	(**)
Comiolica (Spagna)	Comiolica S.L.	36,0	43.009		0 Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Albareto (PR)	Fri-El Albareto S.r.l.	19,8	25.976	15.071 Proj.financing		2035	(*)	(**)
Campidano (VS)	Fri-El Campidano S.r.l.	70,0	39.720	3.461 Proj.financing		2023	(*)	(**)
Regalbuto (EN)	Anemos Wind S.r.l.	50,0	29.511	13.396 Proj.financing		2028	(*)	(**)
Orta Nova (FG)	Enermac S.r.l.	51,0	55.062	41.016 Proj.financing		2039	(*)	(**)
Cerignola (FG)	Naonis WindS.r.l.	11,0	11.069	8.887 Proj.financing		2039	(*)	(**)
San Basilio (CA)	Fri-el Guardionara	24,7	53.980	2.823 Proj.financing		2024	(*)	(**)
Grottole (MT)	Fri-el Grottole	54,0	62.911		0 Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Ricigliano (SA)	Fri-el Ricigliano	36,00	17.804		0 Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Nulvi Tergu (SS)	Fri-el Anglona	29,75	14.064		0 Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Krupen (1) (Bulgaria)	W.Energy Eood	3,00	2.019		0 Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Krupen (2) (Bulgaria)	W.Power Eood	3,00	1.994		0 Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Krupen (3) (Bulgaria)	W.Stream Eood	3,00	2.019		0 Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
Krupen (4) (Bulgaria)	W.System Eood	3,00	2.019		0 Proj.financing	Rimborsato	(*)	(**)
		697,6	626.598	144.503

(*) Principali impegni e garanzie rilasciate: Pegno sulle Quote societarie. Pegno sui conti correnti bancari, ipoteca e privilegio speciale

(**) Clausole contrattuali Debt service cover ratio (DSCR); Leva finanziaria (debt to Equity)

(Itg) Alla data di erogazione del prestito obbligazionario i finanziamenti in project financing delle società progetto

sono stati acquistati dalla Capogruppo Alerion Clean Power S.p.A.

I suddetti finanziamenti in project financing contengono covenants tipici del mercato finanziario, che pongono limiti alla società finanziata in linea con la prassi di mercato prevalente per accordi analoghi. In particolare, si segnala che le garanzie reali si riferiscono principalmente: i) al privilegio speciale sui beni mobili; ii) all'ipoteca di primo grado sui beni immobili; iii) al pegno sui crediti e conti correnti iv) al pegno sul 100% del capitale sociale.

Si evidenziano di seguito i saldi al 30 giugno 2023 relativi alle Attività Correnti riconducibili alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing:

		Valori riconducibili a società finanziate con
(Euro/000)	30.06.2023	project financing	31.12.2022	project financing
Crediti commerciali	14.083	5.019	27.405	11.944
Crediti tributari	3.863	2.001	3.089	1.681
Crediti vari e altre attività correnti	39.237	6.352	31.702	7.193
di cui crediti per Incentivo	0	0	3.030	1.788
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	75.511	188	73.885	0
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	236.485	79.793	226.609	63.713
ATTIVITA' CORRENTI:	369.179	93.353	362.690	84.531

La società finanziata assume una serie di obblighi di fare e obblighi di non fare, il cui rispetto è essenziale ai fini del Contratto di Finanziamento. Di seguito il dettaglio:

• Gli obblighi di fare riguardano, tra l'altro, l'apertura del Conto Progetto e del Conto IVA, la dotazione di mezzi propri, la stipulazione della Convenzione con il Gestore di Rete e delle Polizze Assicurative, la nomina del Direttore dei Lavori, la salvaguardia dell'Impianto, la comunicazione di ogni Evento di Decadenza o Evento di Risoluzione o Evento di Recesso, il pieno rispetto del Decreto in Conto Energia, il rispetto del Livello Minimo di Giacenza, il riconoscimento cd. right of first refusal alla Banca Finanziatrice, in caso di refinancing.
• Gli obblighi di non fare concernono, tra l'altro, il divieto di rimborso del Finanziamento Soci (salvo il preventivo consenso scritto della Banca Finanziatrice, nel caso in cui ciò non consenta di mantenere un Debt to equity ratio almeno pari a quanto definito contrattualmente), di cessazione o modifica

della natura delle attività condotte, di costituzione di vincoli e/o gravami sui beni afferenti il Progetto (negative pledge) e di costituzione di patrimoni destinati.

Nella tabella seguente si riportano i Parametri finanziari relativi ai finanziamenti in project financing, per i quali è già dovuto il rispetto alla data di bilancio, e che nello specifico si riferiscono principalmente ai livelli minimi che deve rispettare il Conto Riserva Servizio del Debito, il quale non deve essere inferiore alla somma della rata di rimborso in linea capitale, delle commissioni e degli interessi passivi che intercorrono tra le diverse date di calcolo semestrali.

Finanziamenti in Project finance: DSCR (Debt Service Cover Ratio)

Project finance Grottole	Rimborsato
Project finance Green Energy Sardegna	1,05
Project finance Eolica PM	1,05
Project finance Friel Albareto	1,05
Project finance Campidano	1,05
Project finance Anemos wind	1,05
Project finance Enermac	1,05
Project finance Naonis	1,05

Al 30 giugno 2023, ultima data di calcolo, i covenants sopra indicati sono stati rispettati.

Si segnala che con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2019 -2025", qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati ed il Patrimonio Netto al Netto dei Derivati risulti superiore a 2,5 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 2,5; con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2019. Si evidenzia che, la definizione e il calcolo dell'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati e del Patrimonio Netto al Netto dei Derivati verranno effettuati sulla base dei principi contabili internazionali in vigore alla data di erogazione di ciascun singolo Prestito Obbligazionario e già adottati dalla società per la predisposizione della relazione finanziaria annuale 2019.

Si segnala che con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2021 -2027" e al "Prestito Obbligazionario 2022 - 2028", qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati ed il Patrimonio Netto al Netto dei Derivati risulti superiore a 3 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3; con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre successivo a ciascuna delle emissioni sopra individuate. Si evidenzia che, la definizione e il calcolo dell'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati e del Patrimonio Netto al Netto dei Derivati verranno effettuati sulla base dei principi contabili internazionali in vigore alla data di erogazione di ciascun singolo Prestito Obbligazionario e già adottati dalla società per la predisposizione della relazione finanziaria annuale 2021.

Alla data dell'ultima valutazione effettuata, al 31 dicembre 2022, in accordo con quanto previsto dai singoli regolamenti dei prestiti obbligazionari, i parametri finanziari della Società risultano rispettati.

I Debiti e passività per lease pari a 16.132 migliaia si riferiscono al valore attuale della quota scadente oltre i 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile dei lease previsto dal principio IFRS 16.

I Debiti verso soci terzi per finanziamenti pari ad 10.160 migliaia al 30 giugno 2023, si riferiscono a finanziamenti concessi dai soci di minoranza in relazione allo sviluppo dei parchi eolici. La voce si riferisce principalmente all'erogazione da parte di SIMEST di un finanziamento soci pari a 9.851 migliaia, al netto di costi accessori pari a 100 migliaia di euro a sostegno dello sviluppo di Alerion in Spagna. In particolare, l'investimento di SIMEST, effettuato in forma mista tra aumento di capitale sociale e finanziamento soci per complessivi 10 milioni di euro, è diretto ad affiancare Alerion, per il tramite della sua controllata locale Alerion Spain, nell'acquisizione, già completata in data 26 giugno 2019, di Comiolica S.L. Successivamente

all'aumento di capitale nella holding delle attività in Spagna, SIMEST detiene una partecipazione del 49% in Alerion Spain, società di cui Alerion Clean Power S.p.A. mantiene il controllo con il 51% del capitale sociale. Considerando che nella sostanza l'operazione SIMEST si configura come un'operazione di finanziamento e considerando la presenza di un'opzione "put" esercitabile dalla controparte, il Gruppo ha considerato SIMEST quale un finanziatore e, ai fini del consolidamento di Comiolica S.L., non ha fatto emergere interessi di minoranza nel bilancio consolidato.

23.PASSIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

Le passività finanziarie correnti ammontano a 69.999 migliaia di euro (38.598 migliaia di euro al 31 dicembre 2022), e sono così dettagliate:

(Euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	variazione
Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie	60.808	34.075	26.733
Debiti verso Obbligazionisti	6.690	3.124	3.566
Debiti per Lease Operativi	1.199	1.144	55
Debiti verso soci terzi per finanziamenti	1.302	255	1.047
Totale passività finanziarie correnti	69.999	38.598	31.401

I Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie sono pari a 60.808 migliaia di euro e includono principalmente i debiti per linee di credito utilizzate da Alerion Clean Power S.p.A. e pari a 40.000 migliaia di euro, le quote a breve termine dei finanziamenti in Project Financing relative agli impianti di: i) Eolica PM S.r.l. per 2.697 migliaia di euro; ii) Fri-El Campidano S.r.l. per 3.461 migliaia di euro; iii) Anemos Wind per 2.910; iv) Green Energy Sardegna S.r.l. per 1.578 migliaia di euro; v) Fri-El Albareto S.r.l. per 1.108 migliaia di euro; vi) Enermac e Naonis per un importo complessivo di 2.182 migliaia di euro; vii) Guardionara per 2.823 migliaia di euro e viii) Anzi per 1.978 migliaia di euro. Inoltre, la voce include la quota corrente del finanziamento corporate con Bankinter ottenuto da Alerion Clean Power S.p.A. e pari a 703 migliaia di euro, la quota corrente del finanziamento con Mediocredito ottenuto da Alerion Clean Power S.p.A. pari a 837 migliaia di euro.

Il Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2023 pari a 6.690 migliaia di euro si riferisce al valore degli interessi maturati nel semestre in relazione al prestito obbligazionario sottoscritto il 19 dicembre 2019 con durata 2019-2025 e ai due nuovi prestiti obbligazionari stipulati rispettivamente: il primo con durata 2021- 2027 emesso in data 3 novembre 2021, ed il secondo stipulato in data 17 maggio 2022 con durata 2022- 2028. La variazione rispetto al 31 dicembre 2022 fa riferimento agli interessi maturati nel periodo e non ancora liquidati.

I Debiti e passività finanziarie per lease, pari a 1.199 migliaia di euro (1.144 migliaia di euro al 31 dicembre 2022), si riferiscono al valore attuale della quota scadente entro 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile previsto dal principio IFRS 16.

24.STRUMENTI DERIVATI

Alla data del 30 giugno 2023, gli strumenti derivati in bilancio iscritti tra le passività correnti ammontano a 2.794 migliaia di euro (valore nullo al 31 dicembre 2022), mentre gli strumenti derivati iscritti tra le attività ammontano complessivamente a 10.950 migliaia di euro (11.807 migliaia di euro al 31 dicembre 2022), di cui la quota corrente, pari a 2.931 migliaia di euro, rappresenta i flussi di cassa con scadenza entro l'esercizio, e la quota non corrente, pari a 8.019 migliaia di euro, comprende i flussi di cassa futuri fino al termine del contratto derivato in corrispondenza del rimborso del finanziamento in project financing.

Al 30 giugno 2023 sono in essere le seguenti operazioni di finanziamento, per le quali sono state attivate le coperture dal rischio di cash flow:

Controparte (Società)	Project financing oggetto di Copertura con	Nozionale	Fair value strumenti derivati al 30 giugno		Variazione del Perimetro di	Chiusura anticipata e rimborso degli strumenti		Fair value strumenti derivati al 31 dicembre
(valori in Euro/000)	IRS	Derivato	2023	Quota a CFH	Consolidamento	derivati	Quota a CE	2022
Banco BPM (Fucini)	3.668	3.700	503	(35)		0	0	538
Banco BPM (Anemos Wind)	13.396	9.569	514	(6)		0	0	520
Banco BPM (Campidano)	1.978	1.494	31	(41)		0	0	72
Banco BPM (Campidano # 2)	1.483	1.120	23	(31)		0	0	53
Unicredit (Green Energy Sardegna)	22.218	17.059	1.816	(139)		0	0	1.954
Unicredit (Eolica PM)	37.631	28.810	3.271	(250)		0	0	3.521
Unicredit (Enermac)	41.016	33.514	2.710	(243)		0	0	2.953
Unicredit (Naonis Wind)	8.887	6.865	583	(46)		0	0	629
Unicredit (Grottole)	0	0	0	(36)		0	4	32
Unicredit (Guardionara)**	2.823	2.523	72	(41)	113	0	0	0
Unicredit (Fri-el Albareto)	15.071	11.761	1.427	(108)		0	0	1.535
Strumenti Derivati su Project Financing	148.171	116.415	10.950	(976)	113	0	4	11.807

			Fair value strumenti			Chiusura anticipata e		Fair value strumenti
		Nozionale	derivati al		Variazione del	rimborso degli		derivati al
Controparte (Società)	Commodity	Derivato	30 giugno		Perimetro di	strumenti		31 dicembre
(valori in Euro/000)	Swap	(GWh)	2023	Quota a CFH	Consolidamento	derivati	Quota a CE	2022
Unicredit (Alerion Clean Power)	0	300	(2.794)	(11.171)		0	8.377	0
Strumenti Derivati Commodity Swap	0	300	(2.794)	(11.171)	0	0	8.377	0
Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente			8.156	(12.147)	113	0	8.381	11.807
relativo effetto fiscale			(1.839)	3.352	(29)	0	(2.338)	(2.824)
Strumenti derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente al netto del relativo effetto fiscale			6.317	(8.795)	84	0	6.043	8.983
Controparte (Società)	Project		Fair value			Chiusura		Fair value
(valori in Euro/000)	financing		strumenti			anticipata e		strumenti
	oggetto di		derivati al		Variazione del	rimborso degli		derivati al
Partecipazioni valutate con il	Copertura con	Nozionale	30 giugno		Perimetro di	strumenti		31 dicembre
metodo del Patrimonio Netto	IRS	Derivato	2023	Quota a CFH	Consolidamento	derivati	Quota a CE	2022
Unicredit (Andromeda)*	0	0	0	(110)	0	0	0	110
Unicredit (Guardionara)**	0	0	0	58	(113)	0	0	55
Strumenti Derivati riconducibile a partecipazioni	0	0	0	(52)	(113)	0	0	165
valutate con il metodo del Patrimonio Netto
relativo effetto fiscale			0	12	29	0	0	(41)
Strumenti derivati riconducibili a partecipazioni
valutate con il metodo del Patrimonio Netto al			0	(40)	(84)	0	0	124

netto dell'effetto fiscale

(*) partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto in accordo con l'IFRS 11

(**) partecipazione valutata con il metodo del Patrimonio Netto in accordo con l'IFRS 11 fino al 31 dicembre 2022 e

consolidata integralmente a partire dal 1 gennaio 2023

Il Gruppo stipula contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti in project financing detenuti con diversi pool di banche, e su richiesta delle medesime (condizione per la stipula di operazioni in Project Financing), convertendo le linee dei finanziamenti dedicate agli investimenti da tassi variabili a tassi fissi. Alla data di bilancio risultano in essere contratti di Interest Rate Swap per un nozionale di circa 148.171 migliaia di euro, che fissano l'interesse ad un tasso IRS medio corrispondente a circa il 4% per un periodo lungo mediamente 15 anni dalla data di stipula.

Si segnala che il Gruppo stipula contratti di Commodity Swap sul prezzo dell'energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità e conseguentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti prevedono la conversione da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale – PUN) a prezzo fisso, calcolati su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano in essere contratti per un Nozionale di circa 300 GWh su scadenze relative all'esercizio in corso, 2023, ed in parte anche per scadenze relative all'esercizio 2024.

Il fair value degli strumenti derivati (Interest rate swap) risultante al 30 giugno 2023 è stimato in 10.950 migliaia di euro (11.807 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) per le società consolidate integralmente. La metodologia applicata per il calcolo del fair value è quella del Discount Cash Flow Model. Questi strumenti derivati sono designati come strumenti di copertura di flussi di cassa futuri e sono risultati efficaci; conseguentemente le variazioni di fair value sono state iscritte in una riserva di patrimonio netto. La parte di inefficacia, nel caso sussista, viene rilevata a conto economico.

La variazione di periodo del fair value degli Interest Rate Swap su project financing è negativa per 857 migliaia di euro, prevalentemente riconducibile al regolamento dei differenziali nel corso del semestre.

La variazione del Fair Value degli strumenti Commodity Swap sul prezzo dell'energia risulta negativa per 2.794 migliaia di euro per effetto dei maggiori valori attesi dei prezzi dell'energia per le scadenze coperte. La variazione è stata rilevata interamente a patrimonio netto.

Si segnala che la variazione del fair value degli strumenti derivati in capo alle società valutate con il metodo del patrimonio netto è stata negativa per 165 migliaia di euro annullando il saldo di apertura, la differenza è stata rilevata in parte nel conto economico complessivo per 52 migliaia di euro al lordo dell'effetto fiscale ed in parte per effetto della variazione del perimetro di consolidamento per 113 migliaia di euro.

Strumenti Finanziari Derivati: Cash Flow Hedge

Come indicato nei paragrafi relativi alla gestione del rischio di tasso di interesse e alla gestione del rischio di prezzo sulle commodities della relazione finanziaria annuale, il Gruppo stipula:

• contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti concessi dagli istituti finanziari, convertendo gran parte di questi finanziamenti da tasso variabile a tasso fisso;

• contratti di commodity swap per gestire il rischio derivante dalla volatilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica, scambiando mensilmente un differenziale tra un prezzo fisso e un prezzo variabile indicizzato alla media del prezzo benchmark (Prezzo Unico Nazionale PUN) rilevata nel mese di riferimento, applicato ad un determinato volume mensile di energia elettrica (nozionale).

Il fair value dei contratti di interest rate swap riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 30 giugno 2023 è stimato in un ammontare corrispondente a 10.950 migliaia di euro (al 31 dicembre 2022 pari a 11.807 migliaia di euro).

Il fair value dei contratti di commodity swap riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 30 giugno 2023 è negativo per 2.794 migliaia di euro (valore nullo al 31 dicembre 2022).

Al netto del relativo effetto fiscale, la riserva di Cash Flow Hedge di Gruppo, iscritta al 31 dicembre 2022 per un valore positivo pari a 15.143 migliaia di euro, al 30 giugno 2023 risulta essere positiva per 6.308 migliaia di euro.

Controparte (*)
dati al 30 giugno 2023		Fair value al			Termination	Tasso
(valori in Euro/000)	Nozionale	30 giugno 2023	Inception Date	Effective Date	Date	Fisso	Tasso Variabile
Strumenti Derivati su Tassi di Interesse
Banco BPM (Fucini)	3.700	503	18-gen-22	30-giu-22	30-giu-32	0,47%	Euribor 6M
Banco BPM (Anemos Wind)	9.569	514	12-mag-22	30-giu-22	31-dic-28	1,39%	Euribor 6M
Unicredit (Green Energy Sardegna)	17.059	1.816	30-ott-18	31-dic-18	29-giu-35	1,23%	Euribor 6M
Banco BPM (Campidano)	1.494	31	15-nov-19	19-nov-19	31-dic-23	-0,17%	Euribor 6M
Banco BPM (Campidano) #2	1.120	23	17-gen-20	31-dic-19	31-dic-23	-0,16%	Euribor 6M
Unicredit (Enermac)	33.514	2.710	16-mag-22	30-giu-22	31-dic-39	1,93%	Euribor 6M
Unicredit (Naonis Wind)	6.865	583	20-mag-22	30-giu-22	30-dic-39	1,90%	Euribor 6M
Unicredit (Eolica PM)	28.810	3.271	21-dic-18	21-dic-18	29-giu-35	1,11%	Euribor 6M
Unicredit (Grottole)	0	0	24-nov-17	31-dic-19	Rimborsato	0,19%	Euribor 6M
Unicredit (Guardionara)	2.523	72	6-lug-16	30-dic-16	30-giu-24	0,12%	Euribor 6M
Unicredit (Fri-el Albareto)	11.761	1.427	15-feb-19	28-giu-19	29-giu-35	0,95%	Euribor 6M
Strumenti Derivati su Tassi di Interesse	116.415	10.950
Controparte (*)
dati al 30 giugno 2023	Nozionale (GWh)	Fair value al			Termination	Prezzo
(valori in Euro/000)		30 giugno 2023	Inception Date	Effective Date	Date	Fisso	Prezzo Variabile
Strumenti derivati su Commodities
Unicredit (Alerion Clean Power)	150	(1.391)	23-mag-23	1-ott-23	31-dic-23	143	Prezzo Unico Nazionale (PUN)
Unicredit (Alerion Clean Power)	150	(1.403)	23-mag-23	1-gen-24	31-mar-24	157	Prezzo Unico Nazionale (PUN)
Unicredit (Alerion Clean Power)	0	0	3-ago-22	1-gen-23	Rimborsato	457	Prezzo Unico Nazionale (PUN)
Unicredit (Alerion Clean Power)	0	0	3-ago-22	1-gen-23	Rimborsato	460	Prezzo Unico Nazionale (PUN)
Strumenti derivati su Commodities	300	(2.794)
Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente		8.156

(*) Si specifica che in caso di finanziamenti concessi da un pool di banche il termine "Controparte" indentifica la banca Agente del pool

Nota: A seguito della cessione della partecipazione in Andromeda Wind S.r.l., il relativo derivato esce dal perimetro del Gruppo Alerion

Il fair value netto dei contratti di interest rate swap e dei commodity swap sul prezzo dell'energia riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 30 giugno 2023 è stimato in un ammontare positivo corrispondente a 8.156 migliaia di euro (al 31 dicembre 2022 era positivo per 11.807 migliaia di euro). Tale valore è esposto tra le attività per strumenti derivati per 10.950 migliaia di euro e parte tra i debiti per strumenti derivati per 2.794 migliaia di euro.

Al netto del relativo effetto fiscale, la riserva di Cash Flow Hedge di Gruppo, pari a 15.143 al 31 dicembre 2022, al 30 giugno 2023 ammonta a 6.308 migliaia di euro.

					Movimenti Riserva CFH
					Regolamento
	Società	Riserva CFH** al	Riserva CFH al	Altri	differenziali	Adeguamento
		30 giugno 2023	31 dicembre 2022	movimenti	(+ pagamenti	al Fair Value
					- incassi)
	IRS Banco BPM (Fucini)	503	538	0	(45)	10
	IRS Banco BPM (Anemos Wind)	514	520	0	(72)	66
	IRS Banco BPM (Fri-el Campidano)	31	72	0	(8)	(33)
	IRS Banco BPM (Fri-el Campidano # 2)	23	54	0	(8)	(23)
	IRS Unicredit (Enermac)	2.710	2.953	0	(142)	(101)
	IRS Unicredit (Naonis Wind)	583	629	0	(30)	(16)
	IRS Unicredit (Green Energy Sardegna)	1.816	1.955	0	(136)	(3)
(*)	IRS Unicredit (Andromeda)	0	110	(110)	0	0
(***)	IRS Unicredit (Guardionara)	72	55	58	(49)	8
	IRS Unicredit (Eolica PM)	3.271	3.521	0	(249)	(1)
	IRS Unicredit (Grottole)	0	36	0	(31)	(5)
	Commodity Swap Unicredit (Alerion Clean Power)	(2.794)	8.377	0	(8.377)	(2.794)
	IRS Unicredit (Fri-el Albareto)	1.427	1.535	0	(111)	3
	Riserva Cash Flow Hedge - before tax	8.156	20.355	(52)	(9.258)	(2.889)
	Imposte differite	(1.848)	(5.212)	12	2.549	803
	Riserva Cash Flow Hedge Netta	6.308	15.143	(40)	(6.709)	(2.086)

(*) partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto in accordo con l'IFRS 11

(**) CFH (Riserva Cash Flow Hedge)

(***) partecipazione valutata con il metodo del Patrimonio Netto in accordo con l'IFRS 11 fino al 31 dicembre

2022 e consolidata integralmente a partire dal 1 gennaio 2023

La riserva di cash flow Hedge al netto dell'effetto fiscale al 30 giugno 2023 si è ridotta di 8.835 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2022, con un impatto negativo sul patrimonio netto consolidato per effetto principalmente del regolamento delle cedole IRS scadute nel periodo e della variazione della riserva afferente al commodity swap sul prezzo di vendita dell'energia elettrica.

Si evidenzia che la riserva di cash flow Hedge relativa ai contratti di Commodity Swap che al 31 dicembre 2022 ammontava a 8.377 migliaia di euro al lordo dell'effetto fiscale è stata rilasciata a conto economico nel corso del primo trimestre 2023, contestualmente al manifestarsi delle produzioni di energia elettrica coperte. Alla data del 30 giugno la riserva aperta sulle nuove coperture ammonta a 2.794 migliaia di euro.

Attività e passività finanziarie che non sono state oggetto di copertura

Attualmente, il Gruppo non ha coperto le seguenti tipologie di strumenti finanziari:

• − debiti finanziari rappresentati in particolare dal debito verso gli istituti bancari Bankinter e Mediocredito in capo alla controllante complessivamente per 3.476 migliaia di euro;
• − depositi bancari, a vista e a breve termine (scadenza massima tre mesi), utilizzati per impieghi temporanei di liquidità.

25.TFR E ALTRI FONDI RELATIVI AL PERSONALE

La voce ammonta a 1.261 migliaia di euro (1.180 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) ed includono il valore attuariale dell'effettivo debito del Gruppo verso tutti i dipendenti determinato applicando i criteri previsti dallo IAS 19.

(Euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	variazione
TFR	1.261	1.180	81
Totale TFR ed altri fondi relativi al personale	1.261	1.180	81

Di seguito vengono riassunte le ipotesi attuariali utilizzate per la definizione del fondo:

Tabella_Ipotesi attuariali ed economico finanziarie

Data di calcolo	30/06/2023
Tasso di mortalità	Tavole IPS55
Tassi di invalidità	Tavole INPS-2000
Tasso di rotazione del personale	2,00%
Tasso di attualizzazione*	3,62%
Tasso incremento retribuzioni	1,00%
Tasso di anticipazioni	1,00%
Tasso d'inflazione	3,00%

I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2023 risultano pari a 152 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

	Consistenza al 31.12.2022	Incrementi	Decrementi	Consistenza al 30.06.2023	Consistenza media del periodo
Dirigenti	4	0	0	4	4,0
Quadri e Impiegati	77	23	(9)	91	91,0
Operai	50	12	(5)	57	56,0
Totale dipendenti	131	35	(14)	152	151,0

Di seguito si forniscono le informazioni relative all'età media del personale ed alla sua formazione:

	Età media		Laureati
	al 31.12.2022	al 30.06.2023	al 31.12.2022	al 30.06.2023
Dirigenti	50	51	4	4
Quadri e Impiegati	38	35	50	69
Operai	33	31	0	0
Media	40,3	39,0	54	73

26. FONDI PER RISCHI ED ONERI FUTURI

(Euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	variazione
Fondo imposte e contenzioso fiscale	6.237	6.404	(167)
Fondo rischi per controversie legali	37.971	37.705	266
Fondi su altri rischi	12.252	11.570	682
Totale fondi per rischi ed oneri futuri	56.460	55.679	781

Si riporta di seguito la movimentazione dei Fondi per rischi e oneri futuri:

(Euro/000)	Imposte e contenzioso fiscale	Rischi per controversie legali	Fondi su altri rischi	Totale
Consistenza al 31 dicembre 2022	6.404	37.705	11.570	55.679
Accantonamenti	227	280	699	1.206
(Utilizzi / rilasci)	(394)	(14)	(17)	(425)
Consistenza al 30 giugno 2023	6.237	37.971	12.252	56.460

La voce Imposte e contenzioso fiscale include accantonamenti relativi alla maggiore imposta ICI/IMU ricalcolata principalmente sulla base delle rendite rideterminate dall'Agenzia del Territorio. Al 30 giugno 2023 ammonta a 6.237 migliaia di euro, mentre era pari a 6.404 migliaia di euro al 31 dicembre 2022.

Il Fondo rischi per controversie legali è iscritto a fronte degli oneri legali relativi alle controversie in essere e riflette la stima aggiornata dei rischi sulle cause legali al 30 giugno 2023.

Il fondo si riferisce principalmente alla causa promossa dalla società volta a dichiarare la nullità di alcuni contratti derivati su commodities a copertura del rischio prezzo dell'energia elettrica. Il fondo accoglie il rischio massimo, la cui contropartita è stata accantonata per natura a riduzione dei ricavi da vendite di energia elettrica. Si rimanda alla nota 38 per ulteriori dettagli.

La voce Fondi su altri rischi include principalmente:

• i costi di smantellamento degli impianti per 5.019 migliaia di euro (al 31 dicembre 2022 4.625 migliaia di euro);
• il fondo relativo alla società operativa spagnola Comiolica per 5.025 migliaia di euro (pari a 4.820 migliaia di euro al 31 dicembre 2022) calcolato sulla rendita prevista dalla normativa spagnola agli impianti di produzione da energia eolica, riflessa in conto economico nella voce altri ricavi.

Una descrizione più dettagliata delle controversie legali è riportata nella nota 38 "CONTROVERSIE LEGALI".

27.IMPEGNI E GARANZIE

Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Alerion e le garanzie prestate a terzi e risultanti al 30 giugno 2023 sono di seguito riepilogate:

• Fideiussioni rilasciate in favore di terzi per complessivi 258.089 migliaia di euro di cui:
  • 12.123 migliaia di euro per obblighi di ripristino ambientale
  • 1.207 migliaia di euro in favore del Gestore Servizi Energetici GSE S.p.A. per la partecipazione alle rispettive aste;
  • 244.758 migliaia di euro per altri obblighi;
  • Pegno sulle quote delle seguenti società: Fri-EL Albareto S.r.l., New Green Molise S.r.l., Green Energy Sardegna S.r.l., Eolica PM S.r.l., Anemos Wind S.r.l. e Fri-El Giardionara S.r.l. a garanzia dei finanziamenti in Project Finance;
  • Impegni assunti a fronte della cessione di partecipazioni, a garanzia di eventuali sopravvenienze passive o insussistenze dell'attivo rispetto ai dati di situazione patrimoniale di cessione.

Tra gli impegni e le garanzie ricevute da terzi si rilevano:

• Fidejussioni ed altre garanzie prestate a terzi e nell'interesse di terzi per complessivi 96 migliaia di euro;

Garanzie ricevute a fronte dell'incasso dei corrispettivi relativi alla vendita di energia elettrica per complessivi 89.243 migliaia di euro.

CONTO ECONOMICO

28.RICAVI OPERATIVI

I Ricavi operativi del primo semestre 2023 ammontano a 86.376 migliaia di euro (138.413 migliaia di euro nel primo semestre 2022) e si riferiscono principalmente a:

• ricavi per vendita di energia elettrica per 85.209 migliaia di euro (122.388 migliaia di euro al 30 giugno 2022);
• ricavi da tariffa incentivante per 1.167 migliaia di euro (16.025 migliaia di euro al 30 giugno 2022).

Nel corso del primo semestre 2023 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente è stato pari a 142,4 euro per MWh, rispetto a 283 euro per MWh del primo semestre 2023. In particolare:

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel primo semestre 2023 è stato pari a 142,4 euro per MWh, rispetto a 240,1 euro per MWh del medesimo periodo 2022;
• il prezzo medio degli incentivi nel primo semestre 2023 è stato nullo (42,9 euro per MWh nel medesimo periodo 2022);
• i parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.

Il prezzo medio di vendita nel periodo per l'impianto di Krupen in Bulgaria è stato pari a circa 86,9 Euro per MWh. In particolare, in Bulgaria il sistema di incentivazione, che prima era di tipo fisso da giugno 2019 è diventato variabile: l'energia elettrica prodotta viene venduta sul libero mercato attraverso dei trader al miglior prezzo di negoziazione e successivamente l'Autorità riconosce per ogni MWh prodotto un premio aggiuntivo, che viene determinato annualmente al 30 giugno.

Si segnala che il Gruppo ha inoltre stipulato nel periodo contratti di Commodity Swap sul prezzo dell'energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità e conseguentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti, prevedono la conversione, da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale – PUN) a prezzo fisso, calcolati su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano stipulati contratti per un Nozionale di circa 300 GWh, da scambiare nell'ultimo trimestre del 2023 e nel primo trimestre del 2024. Nel semestre 2023 sono stati rilevati, tra i ricavi operativi, i proventi derivanti dal rilascio delle coperture a valere sul primo trimestre 2023 regolate per cassa anticipatamente a fine 2022.

29.ALTRI RICAVI E PROVENTI DIVERSI

Gli Altri Ricavi del primo semestre 2023 sono pari a 25.125 migliaia di euro (2.637 migliaia di euro nel primo semestre 2022) in forte aumento rispetto allo scorso semestre. La variazione e riconducibile principalmente alla plusvalenza realizzata per l'operazione di cessione della partecipata Andromeda Wind S.r.l., pari a circa 14 milioni di euro, a seguito del perfezionamento dell'acquisizione, nell'ambito dell'operazione con RWE Renewables Italia S.r.l. del restante 51% di Fri-El Anzi S.r.l. e di Fri-El Guardionara S.r.l., titolari di due parchi eolici, siti rispettivamente nel comune di Anzi (PZ), con una potenza installata di 16 MW, e nel comune di San Basilio (CA), con una potenza installata di 24,7 MW. L'accordo con RWE ha previsto la cessione della quota di minoranza in Andromeda Wind S.r.l., titolare di un parco eolico di 26 MW. Gli effetti contabili dell'operazione con RWE si sono manifestati del primo semestre 2023, sulla base degli accordi intercorsi tra le parti.

Le restanti variazioni della voce si riferiscono a:

• consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società le cui partecipazioni sono valutate con il metodo del Patrimonio Netto per 1.019 migliaia di euro (809 migliaia di euro nel semestre 2022);
• proventi derivanti da rilascio di fondi precedentemente iscritti per 264 migliaia di euro;
• indennizzi assicurativi per interventi sui siti produttivi e indennizzi relativi alla mancata produzione complessivamente per 5.067 migliaia di euro, riconosciuti a conto economico al momento in cui è accertato l'atto di liquidazione (916 migliaia di euro nel semestre 2022);

• contributi ex-lege 488/92 e al contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella, Agrigento, Campidano, Ricigliano, Grottole e Anglona per complessivi 830 migliaia di euro (502 migliaia di euro nel semestre 2022).

30.COSTI OPERATIVI

I Costi operativi del primo semestre 2023 ammontano a 25.603 migliaia di euro (21.737 migliaia di euro nel primo semestre 2022) e sono così dettagliati:

(Euro/000)	I Semestre 2023	I Semestre 2022	Variazione
Costi operativi
Personale	4.867	2.386	2.481
CDA e Costi Societari	1.075	746	329
Consulenze	4.075	2.252	1.823
Assicurazioni	2.445	1.646	799
Manutenzione	6.540	8.053	(1.513)
Royalties e Locazioni	1.872	2.440	(568)
IMU	521	477	44
Altri Costi di produzione e sbilanciamenti	296	259	37
Altri costi di gestione	3.899	3.447	452
Altri Costi operativi	20.723	19.320	1.403
Accantonamenti fondi rischi	13	31	(18)
Accantonamenti per rischi	13	31	(18)
Totale costi operativi	25.603	21.737	3.866

La tabella seguente riporta il dettaglio del costo del personale.

(Euro/000)	I Semestre 2023I Semestre 2022		Variazione
Salari, stipendi e oneri sociali	3.590	1.717	1.873
Oneri sociali	961	492	469
Trattamento di fine rapporto	171	37	134
Altri costi del personale	145	140	5
Totale costi del personale	4.867	2.386	2.481

Si segnala che per motivi di comparazione l'impatto del Decreto Sostegni Ter, precedentemente iscritto tra i costi operativi del primo semestre 2022 per 10.000 migliaia di euro, è stato rilevato in continuità con quanto rilevato nella relazione finanziaria annuale 2022 direttamente a riduzione dei ricavi operativi. Pertanto, i dati comparativi relativi alla voce "costi operativi" del periodo precedente sono stati adeguati coerentemente.

I costi operativi del primo semestre 2023 sono pari a 25.603 migliaia di euro in aumento rispetto ai 21.737 migliaia di euro del 2022 per 3.866 migliaia di euro. I costi del personale per effetto dei nuovi ingressi nel corso del 2022, a seguito della struttura organizzativa del gruppo, evidenzia un incremento di 2.481 migliaia di euro, confrontando i valori dei due periodi.

La voce CdA e costi societari nel primo semestre 2023 è pari a 1.075 migliaia di euro, in aumento rispetto al valore del primo semestre 2022 (746 migliaia di euro).

La voce Consulenze è pari a 4.075 migliaia di euro, in aumento di circa 1.823 migliaia di euro rispetto al periodo precedente quando la voce ammontava a 2.252 migliaia di euro.

La voce Royalties è pari a 1.872 migliaia di euro alla fine del primo semestre 2023, in diminuzione di circa 568 migliaia di euro rispetto al periodo precedente per effetto della contrazione dei ricavi da vendita di energia elettrica.

I Costi di manutenzione comprendono principalmente i costi di manutenzione degli impianti operativi e nel primo semestre 2023 sono pari a 6.540 migliaia di euro, in diminuzione con i valori espressi nell'analogo periodo 8.053 migliaia di euro.

La voce Accantonamenti per rischi ammonta a 13 migliaia di euro, rispetto ai 31 migliaia di euro al 30 giugno 2022.

31.AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

Nella tabella seguente vengono riportate le voci di dettaglio relativi ad ammortamenti e svalutazioni:

(Euro/000)	I Semestre 2023 I Semestre 2022		Variazione
Ammortamenti Immateriali	7.704	5.668	2.036
Ammortamenti Materiali	17.763	15.141	2.622
Svalutazioni e rettifiche di valore	16.921	-	16.921
Totale ammortamenti e svalutazioni	42.388	20.809	21.579

La voce ammortamenti, è in aumento con quanto rilevato nel precedente periodo, risulta pari a 25.467 migliaia di euro, ed è riconducibile interamente all'ammortamento degli impianti operativi del Gruppo (nel primo semestre 2022 erano pari a 20.809 migliaia di euro), la variazione è riconducibile principalmente agli impianti siti a Cerignola in provincia di Foggia entrati pienamente in esercizio nel corso della seconda parte del 2022 e all'acquisizione del 100% delle quote di Guardionara e Anzi avvenuta nel primo trimestre 2023.

Si segnala che la quota di ammortamento dei beni iscritti in accordo con il principio di riferimento IFRS 16 come Terreni o Fabbricati, ammonta al 30 giugno 2023 a 744 migliaia di euro.

La voce Svalutazioni e rettifiche di valore fa riferimento alle due recenti acquisizioni, Guardionara ed Anzi, contabilizzate in via provvisoria (l'IFRS 3) con il riconoscimento dei sopraindicati plusvalori, provvisoriamente allocati alla voce "concessioni", le analisi di impairment condotte, stante le condizioni di mercato sensibilmente differenti rispetto a quelle in essere alla data di valutazione, hanno portato a determinare un adeguamento della valutazione pari a 16.921 migliaia di euro al lordo del relativo effetto fiscale.

Per un maggiore dettaglio si rimanda alla "nota 5".

32.PROVENTI (ONERI) FINANZIARI

Nella tabella seguente vengono riportate le voci di dettaglio che compongono il risultato della gestione finanziaria:

(Euro/000)	I Semestre 2023	I Semestre 2022	Variazione
Proventi finanziari:
- interessi da banche	1.071	2	1.069
- proventi da strumenti derivati	938	1	937
- proventi finanziari verso terzi	2.533	12	2.521
- altri proventi finanziari	-	249	(249)
Totale Proventi finanziari	4.542	264	4.278
Oneri finanziari:
- interessi su Prestito Obbligazionario	(7.673)	(5.136)	(2.537)
- interessi e oneri finanziari	(4.948)	(2.998)	(1.950)
- altri oneri finanziari	(584)	(418)	(166)
Totale Oneri finanziari:	(13.205)	(8.552)	(4.653)
Totale proventi ed oneri finanziari	( 8.663 )	( 8.288 )	( 375 )

Proventi finanziari

I Proventi finanziari pari a 4.542 migliaia di euro nel primo semestre 2023 in aumento rispetto allo scorso semestre di 4.278 migliaia di euro ed includono principalmente gli interessi maturati sulle attività finanziarie del gruppo che rappresentano temporanei impieghi di liquidità: i) strumenti obbligazionari con una durata media di circa 5 anni con primarie controparti finanziarie e ii) giacenze di conto corrente temporaneamente impiegate in "contratti di time deposit".

I Proventi da strumenti derivati includono le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non si sono qualificate di copertura alla data di valutazione del 30 giugno 2023. Nel primo semestre 2023 a seguito del rialzo dei tassi di interesse la voce include principalmente i proventi delle cedole irs a valere sui contratti di finanziamento in project financing.

Si evidenzia che l'obiettivo del Gruppo è quello di limitare l'oscillazione degli oneri finanziari che hanno incidenza sul risultato economico, contenendo il rischio derivante dal potenziale rialzo dei tassi di interessi. In tale ottica il Gruppo ricorre mediamente a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio-lungo termine. Ad ogni data di valutazione si verificano il rispetto delle condizioni di efficacia delle coperture messe in atto.

Oneri finanziari

Gli oneri finanziari sono pari a 13.205 migliaia di euro (8.552 migliaia di euro al 30 giugno 2022) ed includono Interessi e oneri bancari a breve termine per 4.948 migliaia di euro, che si riferiscono principalmente a interessi maturati sull'utilizzo dei finanziamenti "project financing" e Interessi maturati sul prestito obbligazionario per 7.673 migliaia di euro. La voce altri oneri finanziari pari a 584 migliaia di euro include oneri finanziari relativi ai debiti per leasing iscritti per il principio IFRS 16 e agli oneri relativi alle differenze sui cambi maturate nel semestre.

L'incremento complessivo degli Oneri finanziari rispetto al primo semestre 2022 è dovuto principalmente all'emissione del nuovo prestito obbligazionario nel secondo semestre del 2022 con scadenza 2028.

33.PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI ED ALTRE ATTIVITA' FINANZIARIE

I proventi (oneri) netti da partecipazioni risultano pari a 22.876 migliaia di euro nel primo semestre 2023 e si riferiscono principalmente all'operazione perfezionata con RWE i cui effetti sono stati riportati nella nota "4" a cui si rimanda.

34.IMPOSTE

Il dettaglio della voce Imposte è illustrato nella tabella seguente:

Euro migliaia	I Semestre 2023 I Semestre 2022	Variazione
Imposte correnti	(13.326)	(47.909)	34.583
Imposte Differite attive - relative all'insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee	(3.024)	(8.036)	5.012
Imposte Differite Passive - relative all'insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee	7.042	3.743	3.299
Imposte sul reddito nel conto economico consolidato	( 9.308 )	( 52.202 )	42.894

Si segnala che la voce imposte correnti che ammonta a 13.326 migliaia di euro, in diminuzione rispetto al primo semestre 2022. La variazione è riconducibile principalmente all'effetto negativo derivante dall'applicazione della Legge n. 25 del 28 marzo 2022, il cosiddetto contributo extraprofitti, per un ammontare pari a 25.930 migliaia di euro incluso nelle imposte correnti del primo semestre 2022.

Imposte differite e imposte anticipate

La composizione delle imposte differite e anticipate al 30 giugno 2023 è la seguente:

				Conto economico	Variazione	Altri utili/(perdite) complessivi e altre	Conto economico
		Stato patrimoniale consolidato		consolidato	Perimetro	variazioni	consolidato
Valori in migliaia di euro	30/06/2023	31/12/2022	Variazione		I Semestre 2023		I Semestre 2022
(A) Fondo imposte differite passive
Attualizzazione Trattamento Fine Rapporto	8	8	0	0	0	0	0
Impose differite su differenze temporanee relative a Dividendi non imponibili e ammortamenti	(3.612)	(2.991)	(621)	(614)	0	(7)	237
Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease finanziari	(2.956)	(3.091)	135	135	0	0	(302)
Imposte differite su differenze temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo	(144)	(144)	0	0	0	0	0
Aggregazione aziendale (IFRS3)	(44.052)	(27.480)	(16.572)	5.976	0	(22.548)	920
Strumenti Derivati	(2.283)	(4.062)	1.779	(780)	0	2.559	2.953
Adeguamento ai principi contabili di Gruppo	(1.283)	(3.380)	2.097	2.324	0	(227)	(65)
Totale (A)	(54.322)	(41.140)	(13.182)	7.041	0	(20.223)	3.743
(B) Attività per Imposte anticipate
Imposte anticipate su differenze temporanee per iscrizioni di fondi rischi, ammortamenti	12.892	12.753	139	139	0	0	(26)
Strumenti Derivati	(257)	1.300	(1.557)	(2.337)	0	780	(4)
Rettifiche di consolidato ai fini dell'adeguamento del bilancio ai principi IFRS utilizzati dal Gruppo	(1.522)	(683)	(839)	(746)	0	(93)	1.501
Imposte anticipate su differenze temporanee relative ad eccedenze di interessi passivi	(54)	(75)	21	21	0	0	(7.287)
Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease operativi	286	270	16	16	0	0	16
Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo	962	993	(31)	(31)	0	0	(29)
Perdite disponibili per la compensazione con utili futuri tassabili	14	9	5	5	0	0	(39)
Altre differenze temporanee deducibili	19.848	19.938	(90)	(90)	0	0	(2.168)
Totale (B)	32.169	34.505	(2.336)	(3.023)	0	687	(8.036)
Attività per imposte differite nette	(22.153)	(6.635)	(15.518)	4.018	0	(19.536)	(4.293)
Imposte correnti				(13.326)			(47.909)
Totale imposte dell'esercizio				(9.308)			(52.202)

Attività per imposte anticipate e Fondo Imposte differite Passive

La differenza rispetto al 31 dicembre 2022 pari a 10.717 migliaia di euro è stata recepita, in parte direttamente tra le variazioni negative di patrimonio netto e in parte nel conto economico consolidato.

Le passività per imposte differite sono rilevate principalmente sull'iscrizione di attività immateriali a seguito di aggregazioni aziendali, su dividendi non imponibili e ammortamenti, e sull'applicazione dell'IFRS 16 per leasing finanziari.

Le imposte anticipate sono rilevate principalmente:

• come beneficio fiscale dei futuri maggiori ammortamenti deducibili sulle rivalutazioni dei beni effettuate nei bilanci civilistici al 31 dicembre 2020, al fine di allineare il carico fiscale in consolidato con quello di bilanci civilistici;
• su differenze temporanee per iscrizioni di fondi rischi, connesse all'iscrizione di fondi rischi in Alerion Clean Power S.p.A. e Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione.
• sull'eccedenza degli interessi passivi sul ROL, per le quali si ritiene vi sia la ragionevole certezza del riassorbimento nei periodi d'imposta successivi ai sensi dell'art. 96 del TUIR.
• su differenze temporanee, rilevate sulle elisioni infragruppo e connesse principalmente a oneri finanziari su finanziamenti infragruppo, capitalizzati nei bilanci civilistici delle società controllate.

Il Gruppo ha adottato le disposizioni previste nel documento Imposte differite relative ad attività e passività derivanti da una singola operazione - Modifiche allo IAS 12 dal 1° gennaio 2023. Tali modifiche hanno ristretto l'ambito di applicazione dell'esenzione alla rilevazione iniziale delle imposte differite escludendo le operazioni che danno origine a differenze temporanee uguali e contrarie (es. rilevazione dei leasing o delle passività per obbligo di smantellamento). Un'entità deve rilevare le attività e le passività per imposte differite relative ai leasing e agli obblighi di smantellamento dall'inizio del primo esercizio comparativo presentato, rilevando a tale data l'eventuale effetto cumulativo come una rettifica degli utili portati a nuovo o delle altre componenti del patrimonio netto. Per tutte le altre operazioni, un'entità applica le modifiche allo IAS 12 alle operazioni che si verificano dopo l'inizio del primo periodo presentato.

In precedenza, il Gruppo rilevava le imposte differite relative ai leasing e agli obblighi di smantellamento in conformità al metodo denominato 'integrally linked', ottenendo un risultato simile a quello ottenuto applicando le modifiche allo IAS 12, ad eccezione del fatto che le attività o le passività per imposte differite venivano presentate su base netta. In conformità alle modifiche allo IAS 12, il Gruppo ha rilevato separatamente un'attività per imposte differite relativa alle proprie passività del leasing e una passività per imposte differite relativa all'attività per il diritto di utilizzo. Tuttavia, ciò non ha avuto effetti sulla situazione patrimoniale-finanziaria poiché i saldi possono essere compensati in base al paragrafo 74 dello IAS 12. In seguito al cambiamento del principio contabile, non sono stati rilevati effetti tra gli utili portati a nuovo al 1° gennaio 2022. Il cambiamento del principio contabile sarà riflesso anche nel bilancio consolidato del Gruppo per l'esercizio in chiusura al 31 dicembre 2023.

Si riporta qui di seguito il prospetto relativo alla riconciliazione tra onere fiscale teorico ed effettivo:

Euro migliaia	Italia	Estero	Totale
Reddito ante imposte consolidato	62.711	(2.864)	59.847
Imposta teorica	17.105	629	17.734
Imposta effettiva	12.160	629	12.789
Imposta effettiva %	19,4%	n.a.	21,4%
Altre imposte	487	50	537
Imposte correnti	12.647	678	13.326
Imposte anticipate e differite	(3.870)	(148)	(4.018)
Imposte d'esercizio	8.778	530	9.308

Euro migliaia	IRES	IRAP	Totale
Reddito ante imposte consolidato (Perdita)	62.711		62.711
Imposta teorica	15.051	2.054	17.105
Differenze permanenti	(8.381)	(104)
Differenze temporanee	3.712	0
Utilizzo perdite fiscali pregresse	(2)	n.a.
Deduzione ACE	(84)	n.a.
Altre variazioni in Consolidato Fiscale	(85)	n.a.
Imposta effettiva (IRES e IRAP)	10.210	1.950	12.160
Imposta effettiva %	16,3%	3,1%	19,4%
Imposte anticipate e differite	403	(6)	397
Totale imposte correnti e differite (IRES e IRAP)	10.613	1.944	12.557
Altre imposte			550
Rettifiche di consolidamento - correnti			(63)
Rettifiche di consolidamento - anticipate e differite			(4.267)
Imposte d'esercizio			8.778

35.RISULTATO PER AZIONE

L'utile base per azione è calcolato dividendo l'utile netto del periodo attribuibile agli azionisti della capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni in circolazione durante il periodo, al netto delle azioni proprie acquistate da Alerion Clean Power S.p.A. nel corso del primo semestre 2023.

Di seguito sono esposti il reddito e le informazioni sulle azioni ai fini del calcolo dell'utile per azione base e diluito:

Risultati sintetici

Euro migliaia	I Semestre 2023	I Semestre 2022
Risultato netto attribuibile agli azionisti ordinari dalla gestione delle attività in funzionamento	50.539	44.712
Risultato di competenza di Azionisti Terzi	419	1.598
Utile (perdita) di periodo netta attribuibile agli azionisti della capogruppo	50.120	43.114

Numero Azioni in circolazione

	I Semestre 2023	I Semestre 2022
Nr. azioni capitale sociale in circolazione	54.229.403	54.229.403
Azioni proprie alla data	364.803	225.356
Media ponderata delle azioni in circolazione	53.892.905	54.004.047

Utile per azione

(Euro)	I Semestre	I Semestre
	2023	2022
Risultato per azione	0,93	0,80

36.RELAZIONE SULL'ANDAMENTO DEI SETTORI DI ATTIVITA'

Il principio IFRS 8 richiede di identificare i segmenti operativi, oggetto di informativa di settore, sulla base degli elementi regolarmente utilizzati dal management per la gestione e per l'analisi delle performance. Le attività del Gruppo sono focalizzate nel settore eolico.

Anche in considerazione dell'informativa gestionale, vengono di seguito riportati gli schemi relativi all'informativa delle Attività operative e Holding.

Si riporta di seguito la suddivisione per area geografica per quanto riguarda i ricavi operativi nonostante l'operatività del Gruppo sia concentrata principalmente nel territorio italiano e solamente in via residuale all'estero, rispettivamente l'impianto di Krupen, sito in Bulgaria, 7 impianti fotovoltaici siti in Romania e di Comiolica, situato in Spagna.

Ricavi operativi per Area Geografica	Periodo chiuso al 30 giugno 2023		Periodo chiuso al 30 giugno 2022
	Euro (migliaia)	% su totale	Euro (migliaia)	% su totale
Italia Isole	31.115	36%	70.793	48%
Italia Continente	48.566	56%	63.351	43%
Spagna	3.574	4%	10.906	7%
Bulgaria	1.416	2%	2.906	2%
Romania	1.705	2%	457	0%
Ricavi Operativi	86.376	100%	148.413	100%

Settori di attività: Stato Patrimoniale

Stato patrimoniale

	Attività operative		Holding		Consolidato
(euro/000)	30.06.2023	31.12.2022	30.06.2023	31.12.2022	30.06.2023	31.12.2022
ATTIVITA' NON CORRENTI:
Attività immateriali	265.274	197.791	37	0	265.311	197.791
Attività materiali	569.575	531.461	12.256	11.919	581.831	543.380
Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività	37.821	70.874	3.926	3.373	41.747	74.247
finanziarie non correnti
Altre attività non correnti	21.941	22.928	11.385	12.792	33.326	35.720
TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI	894.611	823.054	27.604	28.084	922.215	851.138
ATTIVITA' CORRENTI:
Rimanenze di magazzino	9.621	8.284	0	0	9.621	8.284
Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività	3.134	2.063	75.308	73.986	78.442	76.049
finanziarie correnti
Crediti vari e altre attività correnti	45.942	52.199	11.241	9.997	57.183	62.196
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	97.530	95.921	138.955	130.688	236.485	226.609
TOTALE ATTIVITA' CORRENTI	156.227	158.467	225.504	214.671	381.731	373.138
TOTALE ATTIVITA'	1.050.838	981.521	253.108	242.755	1.303.946	1.224.276
PATRIMONIO NETTO	139.558	144.190	168.025	160.808	307.583	304.998
PASSIVITA' NON CORRENTI:
Passività finanziarie non correnti	144.654	137.442	511.646	512.084	656.300	649.526
Debiti vari ed altre passività non correnti	85.619	68.851	44.090	45.027	129.709	113.878
TOTALE PASSIVITA' NON CORRENTI	230.273	206.293	555.736	557.111	786.009	763.404
PASSIVITA' CORRENTI:
Passività finanziarie correnti	19.736	32.948	53.058	5.651	72.793	38.598
Debiti vari ed altre passività correnti	102.260	83.828	35.301	33.448	137.561	117.276
TOTALE PASSIVITA' CORRENTI	121.996	116.776	88.359	39.099	210.354	155.874
Finanziamenti intersegmento	559.011	514.262	(559.011)	(514.262)	0	0
TOTALE PASSIVITA'	911.280	837.331	85.084	81.948	996.363	919.278
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'	1.050.838	981.521	253.108	242.755	1.303.946	1.224.276

Settori di attività: Conto Economico

Conto economico

	Attività operative		Holding		Consolidato
(euro/000)	I Semestre 2023	I Semestre 2022	I Semestre 2023	I Semestre 2022	I Semestre 2023	I Semestre 2022
Ricavi operativi	86.376	138.413	0	0	86.376	138.413
Altri ricavi e proventi diversi	7.926	1.342	17.199	1.295	25.125	2.637
TOTALE RICAVI	94.302	139.755	17.199	1.295	111.501	141.050
Costi operativi	23.188	19.079	2.415	2.658	25.603	21.737
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	2.124	6.680	0	0	2.124	6.680
Ammortamenti e svalutazioni	42.172	20.550	216	259	42.388	20.809
RISULTATO OPERATIVO (EBIT)	31.066	106.806	14.568	(1.622)	45.634	105.184
Proventi (oneri) finanziari e da partecipazioni netti	14.851	(5.868)	(638)	(2.402)	14.213	(8.270)
RISULTATO ANTE IMPOSTE	45.917	100.938	13.930	(4.024)	59.847	96.914
Imposte di periodo					(9.308)	(52.202)
RISULTATO NETTO DERIVANTE DALLE ATTIVITA' DI FUNZIONAMENTO					50.539	44.712
RISULTATO NETTO DEL PERIODO					50.539	44.712
Risultato di competenza di Azionisti Terzi					419	1.598
RISULTATO NETTO DI COMPETENZA DEL GRUPPO					50.120	43.114

Attività Operative:

Ricavi operativi del primo semestre 2023 ammontano a 86.376 migliaia di euro (138.413 migliaia di euro nel primo semestre 2022) e si riferiscono principalmente a:

• ricavi per vendita di energia elettrica per 85.209 migliaia di euro (122.388 migliaia di euro al 30 giugno 2022);
• ricavi da tariffa incentivante e da garanzie di origine per 1.167 migliaia di euro (16.025 migliaia di euro al 30 giugno 2022).

Nel corso del primo semestre 2023 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente è stato pari a 142.4 euro per MWh, rispetto a 283,9 euro per MWh del primo semestre 2023. In particolare:

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel primo semestre 2023 è stato pari a 142.4 euro per MWh, rispetto a 241,0 euro per MWh del medesimo periodo 2022;
• il prezzo medio degli incentivi nel primo semestre 2023 è stato nullo (42,9 euro per MWh nel medesimo periodo 2022);

I parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWhIl prezzo medio di vendita nel periodo per l'impianto di Krupen in Bulgaria è stato pari a circa 86,9 Euro per MWh. In particolare, in Bulgaria il sistema di incentivazione, che prima era di tipo fisso da giugno 2019 è diventato variabile: l'energia elettrica prodotta viene venduta sul libero mercato attraverso dei trader al miglior prezzo di negoziazione e successivamente l'Autorità riconosce per ogni MWh prodotto un premio aggiuntivo, che viene determinato annualmente al 30 giugno.

Il Risultato Operativo (EBIT) del primo semestre 2023 è pari a 31.066 migliaia di euro (106.806 migliaia di euro nel primo semestre 2022) dopo ammortamenti e svalutazioni per 42.172 migliaia di euro (20.550 migliaia di euro al 30 giugno 2022)

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2023 sono pari a 834.849 migliaia di euro mentre la variazione rispetto al 31 dicembre 2022 è un incremento di 105.597 euro migliaia, riconducibile principalmente all'ingresso nel perimetro di consolidamento delle società acquisite durante il primo semestre del 2023, precedentemente detenute in joint venture Fri-El Anzi e Fri-El Guardionara e ai nuovi investimenti.

Holding:

Al 30 giugno 2023 il business "Holding" include principalmente i risultati dell'attività di Holding e quelli relativi all'attività di consulenza, considerati marginali rispetto alla prevalente attività di produzione di energia elettrica.

37.DETTAGLIO DEI RAPPORTI CON PARTI CORRELATE E INFRAGRUPPO AL 30 GIUGNO 2022

In ottemperanza alle comunicazioni Consob del 20 febbraio 1997, del 27 febbraio 1998, del 31 dicembre 1998 e del 31 dicembre 2002 e del 27 luglio 2006 nonché del successivo Regolamento Operazioni con Parti Correlate n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, si precisa che non si rilevano operazioni con parti correlate di carattere atipico e inusuale, estranee alla normale gestione d'impresa o tali da arrecare pregiudizio alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. Le operazioni poste in essere con parti correlate rientrano nella normale gestione d'impresa, nell'ambito dell'attività tipica di ciascun soggetto interessato, e sono regolate a condizioni di mercato.

Nel bilancio consolidato al 30 giugno 2023 sono stati eliminati tutti i saldi e le operazioni significative tra le società del Gruppo, così come gli utili e le perdite derivanti da operazioni commerciali e finanziarie infragruppo non ancora realizzati nei confronti di terzi.

In relazione a quanto richiesto dal principio contabile internazionale IAS 24 in materia di "Informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate" e alle informazioni integrative richieste dalla comunicazione Consob n. 6064293 del 28 luglio 2006, si riportano qui di seguito gli schemi dei rapporti con parti correlate e infragruppo e dell'incidenza che le operazioni o posizioni con parti correlate hanno sulla situazione patrimoniale e finanziaria, sul risultato economico, nonché sui flussi finanziari del Gruppo Alerion:

(valori in euro/000)	Ricavi	Costi	Attività	Passività
Entità con influenza significativa sul Gruppo:
Partecipazioni valutate con il metodo del
Patrimonio Netto:
Ecoenergia Campania S.r.l.	60	0	766	0
New Green Molise S.r.l.	937	100	9.102	115
Bioenergia S.r.l.	0	0	104	0
Generai Srl	0	0	143	0
Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	0	0	21	0
Totale Partecipazioni valutate con il metodo del	997	100	10.136	115
Patrimonio Netto
Parti Correlate:
Gruppo FRI EL Green Power	2.425	1.117	2.510	2.038
Wind Development Srl	0	77	0	1.543
Simest S.p.A.	0	210	0	10.374
Totale parti correlate	2.425	1.403	2.510	13.955
Totale	3.422	1.503	12.646	14.070

Si segnala che i ricavi verso il Gruppo FRI-EL, pari a 2.425 migliaia di euro, sono riconducibili sostanzialmente al riaddebito di personale dipendente in capo ad Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

I costi verso il Gruppo FRI-EL, pari a 1.117 migliaia di euro, si riferiscono principalmente a canoni per servizi di asset management per 818 migliaia di euro. I contratti per questo genere di servizi sono stati sottoscritti nel corso del primo semestre 2019 e consistono nell'attività di gestione dei servizi commerciali e di vendita dell'energia elettrica, di gestione tecnica ordinaria dell'esercizio dei parchi eolici, di telecontrollo ed analisi dei dati inviati in remoto da parchi, di supervisione in tema di sicurezza.

Parco Eolico Santa Gruppo Wind New Green Ecoenergia Bioenergia Simest (valori in euro/000) Generai Srl Croce del Sannio FRI EL Green Development Totale Molise S.r.l. Campania S.r.l. S.r.l. S.p.A. House S.r.l. Power Srl Crediti commerciali 181 1 0 0 0 2.510 0 0 2.691 totale crediti commerciali 14.083 14.083 14.083 14.083 14.083 14.083 14.083 14.083 14.083 incidenza 1,3% 0,0% 0% 0% 0% 17,8% 0% 0% 19,1% Altri crediti 5.013 765 0 0 0 0 0 0 5.778 totale crediti vari ed altre attività correnti 39.237 39.237 39.237 39.237 39.237 39.237 39.237 39.237 39.237 incidenza 12,8% 1,9% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 14,7% Crediti finanziari correnti 0 0 0 0 0 0 0 0 0 totale crediti finanziari correnti 75.511 75.511 75.511 75.511 75.511 75.511 75.511 75.511 75.511 incidenza 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Crediti finanziari non correnti 3.908 0 104 143 21 0 0 0 4.176 totale crediti finanziari non correnti 10.572 10.572 10.572 10.572 10.572 10.572 10.572 10.572 10.572 incidenza 37,0% 0% 1,0% 1,4% 0,2% 0% 0% 0% 39,5% Passività finanziarie non correnti 0 0 0 0 0 0 0 9.951 9.951 totale passività finanziarie non correnti 656.300 656.300 656.300 656.300 656.300 656.300 656.300 656.300 656.300 incidenza 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1,5% 1,5% Debiti vari ed altre passivita' non correnti 0 0 0 0 0 0 1.530 0 1.530 totale debiti vari ed altre passività non correnti 17.666 17.666 17.666 17.666 17.666 17.666 17.666 17.666 17.666 incidenza 0% 0% 0% 0% 0% 0% 8,7% 0% 8,7% Passivita' finanziarie correnti 0 0 0 0 0 0 0 423 423 totale passività finanziarie correnti 69.999 69.999 69.999 69.999 69.999 69.999 69.999 69.999 69.999 incidenza 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0,6% 0,5% Debiti commerciali correnti 0 0 0 0 0 320 13 0 333 totale debiti commerciali correnti 54.929 54.929 54.929 54.929 54.929 54.929 54.929 54.929 54.929 incidenza 0% 0% 0% 0% 0% 0,6% 0,0% 0% 0,6% Debiti tributari 0 0 0 0 0 0 0 0 0 totale debiti tributari 65.135 65.135 65.135 65.135 65.135 65.135 65.135 65.135 65.135 incidenza 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Debiti vari ed altre passività correnti 115 0 0 0 0 1.712 0 0 1.827 totale debiti vari e altre passività correnti 17.497 17.497 17.497 17.497 17.497 17.497 17.497 17.497 17.497 incidenza 0,7% 0% 0% 0% 0% 9,8% 0% 0% 10,4% Fondi per rischi ed oneri futuri 0 0 0 0 0 6 0 0 6 totale fondi per rischi ed oneri futuri 56.460 56.460 56.460 56.460 56.460 56.460 56.460 56.460 56.460 incidenza 0% 0% 0% 0% 0% 0,0% 0% 0% 0,0% Vendite energia elettrica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 totale vendita energia elettrica 86.376 86.376 86.376 86.376 86.376 86.376 86.376 86.376 86.376 incidenza 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Altri ricavi e proventi diversi 840 60 0 0 0 2.425 0 0 3.325 totale altri ricavi e proventi diversi 25.125 25.125 25.125 25.125 25.125 25.125 25.125 25.125 25.125 incidenza 3,3% 0,2% 0% 0% 0% 9,7% 0% 0% 13,2% Altri costi operativi 100 0 0 0 0 1.074 77 0 1.250 totale altri costi operativi 20.723 20.723 20.723 20.723 20.723 20.723 20.723 20.723 20.723 incidenza 0,5% 0% 0% 0% 0% 5,2% 0,4% 0% 6,0% Proventi (oneri) finanziari 0 0 0 0 0 43 0 210 253 totale proventi (oneri) finanziari (8.663) (8.663) (8.663) (8.663) (8.663) (8.663) (8.663) (8.663) (8.663) incidenza 0% 0% 0% 0% 0% (0,5%) 0% (2,4%) 2,9% Proventi (oneri) da partecipazioni 97 0 0 0 0 0 0 0 97 totale proventi (oneri) da partecipazioni 22.876 22.876 22.876 22.876 22.876 22.876 22.876 22.876 22.876 incidenza 0,4% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0,4%		Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto			Parti correlate

38.COMPENSI CORRISPOSTI AGLI ORGANI DI AMMINISTRAZIONE E CONTROLLO, AI DIRETTORI GENERALI E AGLI ALTRI DIRIGENTI CON RESPONSABILITA' STRATEGICHE

A seguito della delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, che ha abrogato l'allegato 3C, le informazioni relative ai compensi corrisposti ai componenti degli organi di amministrazione e controllo, ai direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche, sono contenute nella Relazione sulla Remunerazione, ex art. 123 ter T.U.F..

3. POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO

Si fornisce di seguito un aggiornamento del rischio di tasso d'interesse, rispetto a quanto già esposto nel bilancio al 31 dicembre 2022:

Rischio di tasso di interesse

Il Gruppo è esposto primariamente al rischio finanziario derivante da variazioni nei tassi di interesse. Tale rischio è originato prevalentemente dai debiti finanziari a tasso variabile derivanti dai contratti di project financing che espongono il Gruppo ad un rischio di cash flow legato alla volatilità della curva Euribor.

L'obiettivo della gestione è quello di limitare l'oscillazione degli oneri finanziari che hanno incidenza sul risultato economico, contenendo il rischio di un potenziale rialzo dei tassi di interessi. In tale ottica il Gruppo persegue le proprie finalità mediante il ricorso a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio-lungo termine. L'utilizzo di tali strumenti è regolato in base a prassi consolidate ispirate a criteri coerenti con le strategie di risk management del Gruppo.

La contabilizzazione delle eventuali operazioni di copertura (cd. Hedge Accounting) è posta in essere a partire dalla data di stipula del contratto derivato sino alla data della sua estinzione o scadenza documentando, con apposita relazione (cd hedging documentation), il rischio oggetto di copertura e le finalità della stessa, nonché verificandone periodicamente l'efficacia.

In particolare, viene adottata la metodologia del "cash flow hedge" prevista dall'IFRS 9; secondo tale metodologia, come illustrato nel paragrafo relativo ai "Criteri di valutazione", la porzione efficace della variazione di valore del derivato movimenta una riserva di Patrimonio Netto, che viene utilizzata a rettifica del valore degli interessi di conto economico oggetto di copertura al loro manifestarsi.

Nel caso di società che abbiano stipulato derivati di copertura precedentemente all'ingresso nel Gruppo, tali derivati vengono rilevati a fair value alla data di acquisizione, come previsto dall'IFRS 3, e la relativa quota di efficacia da iscrivere nella riserva di Patrimonio Netto viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di acquisizione (designazione).

Nel caso in cui un derivato di copertura sia oggetto (per effetto di modifiche nei piani futuri previsti per la passività sottostante ovvero negli obiettivi di copertura del Gruppo) di rimodulazione, la riserva pregressa in essere alla data di modifica viene rilasciata nel tempo coerentemente con i flussi coperti e, parallelamente, la nuova operazione (rimodulata) genera l'iscrizione di una nuova riserva che viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di modifica dello strumento.

Il fair value dei contratti di Interest Rate Swap viene ottenuto attraverso l'attualizzazione dei flussi di cassa, determinato come differenziale tra tassi fissi e tassi variabili stimati contrattualmente previsti. La valutazione dell'efficacia ha l'obiettivo di dimostrare l'elevata correlazione tra le caratteristiche tecnicofinanziarie delle passività coperte (scadenza, ammontare, ecc.) e quelle dello strumento di copertura attraverso l'effettuazione di appositi test retrospettivi e prospettici, utilizzando le metodologie rispettivamente del Dollar off-set e dello shift delle curve.

In particolare, tali test vengono effettuati identificando un derivato di ideal hedging che replica il piano di utilizzo ed ammortamento della passività coperta, in relazione sia agli utilizzi effettivi sia a quelli futuri purché altamente probabili (aggiornando tali valori ad ogni data di riferimento sulla base delle nuove informazioni disponibili), e presenta, con riferimento alle medesime scadenze, un tasso fisso univoco e coerente con i livelli di mercato applicabili al Gruppo in corrispondenza della data di designazione.

Il metodo contabile della copertura è abbandonato quando lo strumento di copertura giunge a scadenza, è terminato anticipatamente oppure non è più qualificato di copertura. In tale momento, gli utili o le perdite accumulati dello strumento di copertura rilevati nel Patrimonio Netto sono trasferiti nel conto economico di periodo per la quota di competenza dell'anno (mentre la quota residua verrà rilasciata man mano che i flussi oggetto di copertura avranno manifestazione futura) ovvero rilasciati immediatamente a conto economico nel caso in cui i flussi futuri coperti cessino di essere altamente probabili.

Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non si qualificano di copertura sono rilevate nel conto economico dell'esercizio in cui si verificano; tutti i derivati in essere al 30 giugno 2023 sono classificati di copertura, pur generando talvolta componenti di inefficacia legate alle casistiche precedentemente descritte (IFRS 3, rimodulazioni, minori utilizzi, ecc.). Il Gruppo non stipula contratti derivati con finalità di negoziazione.

Il rischio di tasso di interesse, originato prevalentemente dai debiti verso istituti bancari e legato alla volatilità della curva Euribor, risulta limitato al 30 giugno 2023 a seguito delle ripetute emissioni di Prestiti Obbligazionari a partire da quella sottoscritta in data 19 dicembre 2019 al tasso fisso del 3,125%, quella sottoscritta in data 3 novembre 2021 al tasso fisso del 2,25% ed infine l'ultima in ordine di tempo sottoscritta il 17 maggio 2022 al tasso fisso del 3,5% che non risentono della volatilità dei tassi di interesse.

Rischio prezzo delle commodities

Il Gruppo è esposto primariamente al rischio di volatilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica, ovvero al rischio di prezzo relativo alla variabilità di futuri ricavi di vendita generato dall'oscillazione dei prezzi di vendita di tale commodity.

In linea generale, la strategia di risk management perseguita dal Gruppo con riferimento alla gestione dei rischi energetici è

finalizzata al contenimento della volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità ed alla conseguente stabilizzazione dei relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti di generazione da fonti rinnovabili.

Il Gruppo negozia strumenti derivati su commodity ("commodity swap") al fine di mitigare il rischio di prezzo attribuibile ad una specifica componente di rischio specifico incorporata nei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta.

L'obiettivo di risk management sottostante è, pertanto, quello di proteggere il valore delle future vendite di energia elettrica da movimenti sfavorevoli della componente di rischio incorporata nei prezzi di vendita contrattualizzati con il proprio parco clienti.

In definitiva, l'obiettivo delle relazioni di copertura designate contabilmente dal Gruppo è quello di fissare a determinati livelli di mercato il valore della componente di rischio coperta legata a future vendite di energia elettrica altamente probabili, attraverso la negoziazione di Commodity Swap.

Nello specifico è oggetto di copertura esclusivamente la componente di rischio legata all'andamento del prezzo di riferimento per il mercato all'ingrosso dell'energia elettrica italiana (Prezzo Unico Nazionale PUN) che rappresenta nella sostanza la principale fonte di variabilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta dal Gruppo, il cui valore è parametrato alla media dei prezzi rilevati nelle zone di produzione dei propri impianti (cd Prezzi Zonali).

Tali contratti di Commodity Swap prevedono lo scambio mensile di un differenziale tra un prezzo fisso e un prezzo variabile indicizzato alla media del prezzo benchmark (Prezzo Unico Nazionale PUN) rilevata nel mese di riferimento, applicato ad un determinato volume mensile di energia elettrica (nozionale).

39.CONTROVERSIE LEGALI

Si riportano di seguito le controversie legali in essere al 30 giugno 2023.

Vertenze legali della capogruppo

SIC - Società Italiana Cauzioni S.p.A ora Atradius

È stato introdotto un giudizio civile di fronte il Tribunale di Roma che vede coinvolte Alerion e la sua controllata Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione ("Alerion Real Estate"), quali terzi chiamati in causa da SIC - Società Italiana Cauzioni S.p.A ora Atradius, nella loro qualità di coobbligate di polizza nel giudizio promosso da AGIED S.r.l. contro INPDAP e la SIC medesima.

Le polizze erano state rilasciate a garanzia degli obblighi in capo ad AGIED S.r.l. per il risarcimento delle perdite monetarie che INPDAP avrebbe potuto subire in conseguenza di fatti dolosi di AGIED S.r.l. nelle mansioni previste nella convenzione sottoscritta tra AGIED ed INPDAP, per la gestione di parte del comprensorio immobiliare dell'INPDAP.

Tale giudizio ha per oggetto: l'accertamento e la declaratoria di estinzione, per decorso del termine, di dette polizze fideiussorie. In particolare, AGIED S.r.l. ha chiesto al Tribunale di dichiarare che l'INPDAP non abbia il diritto di escutere le suddette polizze e che quindi SIC non sia tenuta a corrispondere alcunché all'INPDAP.

Alerion e Alerion Real Estate erano coobligate con SIC per l'adempimento degli obblighi oggetto delle polizze in quanto titolari di quote di partecipazione in AGIED. Tali quote sono state cedute con atto del 24 maggio 1999 a seguito del quale SIC, con lettera del 9 giugno del 1999, dichiarò liberate Alerion e Alerion Real Estate dall'impegno di coobligazione con riferimento ai fatti che verificatisi successivamente alla data di cessione delle quote societarie.

SIC, che ha aderito alle conclusioni di AGIED, ha, però, chiamato cautelativamente in causa nel 2005 Alerion e Alerion Real Estate, non potendo essere collocata temporalmente la responsabilità per i presunti danni lamentati dall'INPDAP a causa della genericità delle pretese.

Si fa presente che in relazione alle polizze citate dalla ATRADIUS, l'allora SIC, aveva con apposita lettera liberato i coobbligati Alerion e Alerion Real Estate con riferimento ai fatti che si fossero verificati posteriormente alla data di cessione di quote societarie del 24 maggio 1999. Tale assunto permette di rilevare l'assoluta estraneità delle società anche da tale giudizio poiché liberate da ogni coobbligazione da parte di SIC e di non ritenere pertanto la sussistenza di un eventuale rischio a carico di entrambe le società.

Il 1° dicembre 2014 il Giudice di primo grado ha condannato la sola SIC (alla Data del Documento di Registrazione, ATRADIUS) e ha rilevato che gli inadempimenti si sono concretizzati dopo il 31 dicembre 2000, dunque successivamente alla liberazione delle coobligate, consentendo quindi di affermare che il Tribunale abbia implicitamente escluso la legittimazione passiva in capo ad Alerion e ad Alerion Real Estate. Pertanto, la posizione di Alerion è da ritenersi satisfattiva.

AGIED e ATRADIUS (già SIC) hanno impugnato autonomamente la sentenza di primo grado avanti la Corte d'Appello essendo i giudizi pendenti per l'impugnazione della stessa sentenza, Alerion Real Estate S.r.l. in Liquidazione e Alerion S.p.A. hanno ottenuto la riunione dei giudizi.

Con sentenza del 9 maggio 2022 la Corte di Appello di Roma ha respinto le richieste avversarie e accolto le difese delle Società considerando positivamente la dichiarazione di liberatoria delle Società dagli obblighi

della suddetta polizza. Atradius ha impugnato la sentenza presentando ricorso in Cassazione.

Alerion Real Estate S.r.l. in Liquidazione e Alerion S.p.A. hanno impugnato con controricorso presso la Corte di Cassazione il risorso di Atradius chiedendo l'inammissibilità dello stesso, perché diretto a censurare nel merito sia la sentenza della Corte di Appello di Roma che la sentenza di Primo Grado del Tribunale di Roma (c.d "doppia conforme"). Le parti si sono costituite in giudizio nei termini. Si è in attesa che venga fissata la prima udienza.

Contenzioso su commodities

La società ha promosso una causa volta a dichiarare la nullità di taluni contratti derivati su materie prime e, pertanto, dichiarare che nulla più è dovuto dalla società ai sensi di tali contratti e che gli importi da essa già versati devono essere restituiti. La società ritiene che gli argomenti posti a base della domanda di nullità siano meritevoli di accoglimento; ciò nonostante, esclusivamente per maggiore prudenza, la voce "Fondi per rischi ed oneri futuri" (per un importo di 37,6 milioni di euro) tiene comunque conto dell'importo che la società dovrebbe versare alle sue controparti nel caso in cui, nonostante le domande giudiziali promosse, venisse confermata la validità dei già menzionati contratti derivati.

Il Giudice ha disposto l'attività istruttoria conferendo l'incarico ad un Consulente Tecnico d'Ufficio. All'udienza del 22 giugno 2023 la causa è andata in decisione.

Vertenze legali su altre società del gruppo

Contenzioso IRES - deducibilità interessi passivi

L'Agenzia delle Entrate – Direzione Provinciale di Agrigento ha emesso nei confronti di Wind Power Sud S.r.l. ("WPS") quattro distinti avvisi di accertamento per un totale di 1,3 milioni di euro, oltre interessi e sanzioni relativi agli anni 2008, 2009, 2010 e 2011 aventi ad oggetto un vantaggio fiscale costituito dalla deducibilità degli interessi passivi maturati sul finanziamento contratto a seguito di un'operazione di riorganizzazione societaria secondo lo schema del MLBO (Merger Leveraged Buy Out).

La Commissione Tributaria Provinciale di Agrigento ha respinto nell'agosto del 2015 i ricorsi presentati da WPS avverso tali avvisi di accertamento.

WPS ha poi proposto appello, deducendo la illegittimità delle sentenze della Commissione Tributaria Provinciale di Agrigento, impugnate per difetto di motivazione e insussistenza della pretesa fiscale. Nel mese di aprile 2016 la Commissione Tributaria Regionale di Palermo ha rigettato gli appelli.

Nel dicembre 2016, la Direzione Provinciale di Agrigento ha accettato solo parzialmente il provvedimento in autotutela, con il quale sono stati rideterminati gli importi accertati, a titolo di imposte e sanzioni, a carico della controllata. L'importo accertato risulta ora, a seguito del provvedimento in autotutela, pari a 0,7 milioni di euro, oltre a sanzioni e interessi legali, in riduzione rispetto all'importo originario di 1,3 milioni di euro, oltre a sanzioni e interessi.

Le ragioni che hanno indotto la Direzione Provinciale di Agrigento a pronunciarsi in tal senso vanno ricercate nell'aver ritenuto applicabili solo parzialmente le motivazioni economiche che stanno alla base dell'operazione di Leveraged Buy Out (LBO), che aveva visto l'ingresso del socio Alerion nella compagine sociale WPS attraverso la fusione inversa con una Newco utilizzata allo scopo.

Secondo i legali che assistono la Società, il risultato ottenuto con il provvedimento in autotutela, seppur parziale, rafforza la posizione di WPS nella trattazione del ricorso in sede di Cassazione. WPS ha dunque deciso di presentare ricorso. Lo stesso è stato notificato alla Corte Suprema di Cassazione in data 5 dicembre 2016.

Si segnala, inoltre, che i) nel maggio 2017 Equitalia ha accolto l'istanza di rateizzazione in 48 rate di 2 cartelle emesse per complessivi 0,4 milioni di euro con riferimento alle annualità 2010 e 2011 e ii) nel dicembre 2017 Equitalia ha accolto l'istanza di rateizzazione in 72 rate di 2 cartelle emesse per complessivi 0,9 milioni di euro con riferimento alle annualità 2008 e 2009.

Nel febbraio 2020, la Società si è attivata, poi, con l'Agenzia delle Entrate per ottenere il riassorbimento nei piani di rateizzazione dell'importo richiesto.

Si segnala che l'esposizione di Alerion in caso di eventuale soccombenza sarebbe comunque limitata al 50%, in virtù dell'impegno prestato dai precedenti soci, Moncada e Campione, in sede di compravendita delle quote societarie, a farsi carico del 50% del rischio. I legali che seguono il contenzioso hanno comunque valutato solo possibile, ma non probabile, il rischio di un'eventuale soccombenza. Non è stato, pertanto, effettuato alcun accantonamento in bilancio a fronte dei rischi derivati dal suddetto contenzioso. I pagamenti effettuati fino al 31 dicembre 2022 sono stati pertanto esposti tra i crediti vari e sono stati valutati come recuperabili.

Contenzioso IRES – IRAP – deducibilità ammortamenti

Si segnala che per alcune società del Gruppo risultano in essere alcuni contenziosi con l'Agenzia delle Entrate in relazione alle quote di ammortamento dei rispettivi impianti eolici.

In particolare, L'Agenzia delle Entrate ha notificato alle società Callari S.r.l., Minerva S.r.l., Ordona Energia S.r.l, Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l. e Renergy San Marco S.r.l., gli avvisi di accertamento disconoscendo la quota di ammortamento (eccedente l'aliquota del 4%) portata in deduzione ai fini IRES ed IRAP negli anni 2013, 2014, 2015 e, limitatamente per Callari S.r.l., nel 2016.

Le Società, basandosi sulla valutazione dei fiscalisti che la assistono e confortata dalle sentenze rese tra le parti, ha deciso di non modificare il trattamento fiscale della posta per gli esercizi oggetto d'ammortamento e quelli successivi e di contestare tali accertamenti ricevuti, impugnando gli stessi giudizialmente.

Tutti gli avvisi di accertamento risultano annullati con sentenze a favore delle Società in primo e secondo grado di giudizio. Le sentenze di secondo grado sono state impugnate dalla controparte dinanzi alla Corte di Cassazione.

Nonostante i fiscalisti abbiano giudicato solo possibile, ma non probabile, l'eventualità di soccombenza in caso di giudizio finale, le Società hanno definito le controversie in via agevolata, ai sensi dell'art. 1 commi 186 e ss. - Legge 197/2022, provvedendo al versamento di euro 0,1 milioni pari al 5% della maggior imposta accertata.

Contenzioso catastale pre Legge 208/2015

Si segnala che per gli esercizi precedenti al 2016 sono tuttora pendenti dei giudizi con l'Agenzia delle Entrate in merito agli accertamenti sulle rendite catastali. Le Società hanno accantonato fondi per complessivi Euro 1,3 milioni.

Contenzioso catastale post Legge 208/2015

Nell'anno 2016 le società operative del Gruppo hanno presentato gli atti di aggiornamento catastale degli aerogeneratori ai sensi dei commi 21 e 22 dell'art. 1 della Legge 208/2015 (legge di stabilità 2016, c.d. "Legge degli Imbullonati"). A decorrere dall'esercizio 2016, l'IMU è stata pertanto calcolata sulla base della nuova rendita rideterminata.

Nei primi mesi del 2017 sono stati, però, notificati ad alcune società del Gruppo gli avvisi di accertamento catastale con i quali sono state aumentate le rendite catastali degli aerogeneratori, conseguentemente all'inclusione della torre ed altre componenti nella base di calcolo. Le società hanno proposto ricorso e, alla Data del Prospetto Informativo, tali contenziosi risultano ancora pendenti.

Nonostante la non corrispondenza delle contestazioni catastali in analisi al testo normativo, alla luce della definita posizione ministeriale, l'esito dei relativi contenziosi è stato giudicato incerto dai fiscalisti che assistono le società. Conseguentemente, a decorrere dall'esercizio 2017 è stato incrementato il fondo rischi a fronte di un maggiore importo IMU a copertura del probabile rischio di soccombenza; al 30 giugno 2023 risultano accantonamenti per Euro 5,5 milioni.

Contenzioso COSAP

Nel novembre 2018 la Provincia di Foggia ha approvato un nuovo regolamento per l'applicazione del canone per l'occupazione di spazi e aree pubbliche (COSAP) e la contestuale abrogazione del Regolamento per l'occupazione di spazi e aree pubbliche e per l'applicazione della relativa tassa (TOSAP).

Con l'applicazione del nuovo Regolamento la Provincia di Foggia ha comunicato alle società Renergy San Marco S.r.l. ed Ordona Energia S.r.l. gli avvisi di pagamento della COSAP per l'esercizio 2019 calcolata sull'occupazione del sottosuolo delle strade provinciali con i propri cavidotti. Rispetto al precedente regolamento TOSAP che prevedeva il pagamento di una tassa per chilometro lineare con il nuovo regolamento COSAP viene applicato un canone sulla superfice occupata. Ne consegue che i nuovi canoni sono risultati eccessivamente più elevati rispetto alla Tosap.

Le Società Ordona Energia S.r.l. e Renergy San Marco S.r.l. hanno impugnato dinanzi il TAR Puglia, che ha respinto i ricorsi, le Società hanno provveduto ad impugnare le sentenze dinanzi al consiglio di Stato.

In sede civile dinanzi al Tribunale di Foggia il giudice ha disposto una Consulenza Tecnica Ufficio per quantificare l'ammontare del canone COSAP, alla data del presente prospetto sono state depositate le rispettive relazioni peritali che hanno un canone inferiore alle pretese dalla Provincia. Nell'udienza svoltasi il 16 febbraio 2022 sono state formulate le proposte di conciliazione aderendo ai canoni quantificati dal CTU. Si è in attesa del deposito della sentenza.

Nel gennaio 2022 le società hanno provveduto volontariamente al versamento del contributo per gli esercizi 2019 e 2020 limitatamente al canone annuale quantificato nelle perizie. Risulta un fondo rischi accantonato pari all'eccedenza tra il contributo preteso e quello versato per complessivi Euro 0,1 milioni.

Nell'aprile 2023 si sono conclusi i due giudizi con l'accordo di conciliazione tra le parti, null'altro è dovuto rispetto a quanto versato nel gennaio 2022.

Contenzioso CUP

Nel maggio 2021 la Provincia di Foggia ha approvato, con decorrenza dal 1' gennaio, un nuovo Regolamento per l'applicazione del Canone Unico Patrimoniale (CUP) e la contestuale abrogazione del Regolamento COSAP. Tale regolamento prevede l'applicazione di una tariffa standard unitaria che comporterebbe, rispetto alla COSAP, una riduzione dei canoni per l'utilizzo del sottosuolo. Tuttavia, nello stesso Regolamento è stata introdotta una clausola di salvaguardia che consente agli enti locali di disciplinare tale canone in modo tale da assicurare un gettito non inferiore a quanto quantificato dai tributi precedenti (COSAP). Le società Ordona Energia S.r.l. e Renergy San Marco S.r.l. ha impugnato il Regolamento di fronte al TAR Puglia, che risulterà estinto per inattività in quanto il Regolamento risulta annullato in altro giudizio, poi confermato da Consiglio di Stato.

Articolo 15-bis del Decreto-Legge 27 gennaio 2022, n. 4 ("Decreto Sostegni ter")

Alcune società hanno chiesto innanzi al Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia – Sede di Milano l'annullamento, previa sospensione cautelare, della Deliberazione ARERA n. 266/2022 ("Delibera ARERA") che attua l'articolo 15-bis del DL Sostegni-ter sul meccanismo di compensazione a due vie.

Tale meccanismo prevede il versamento della differenza tra il "prezzo di riferimento" e "il prezzo di mercato", procedendo poi ad erogare (in caso di differenza positiva) o richiedere (in caso di differenza negativa) al produttore l'importo corrispondente.

Con dispositivo del 7 dicembre 2022, il TAR di Milano, ha accolto il ricorso annullando la Delibera ARERA delibera 266/2022, ma senza fornire le motivazioni.

Nelle more del deposito delle motivazioni il Consiglio di Stato ha accolto la domanda cautelare promossa da ARERA, sospendendo gli effetti del dispositivo del TAR, pronunciandosi sul pregiudizio grave causato dal l'inerzia del TAR di Milano nel fornire la motivazione della sentenza, ma dando atto che il recupero delle somme da parte degli operatori sarà comunque possibile ove la decisione di primo grado dovesse trovare conferma in appello.

In data 9 febbraio 2023 il TAR ha emesso le motivazioni, ritenendo l'articolo 15 bis conforme al diritto comunitario e costituzionale in quanto effettivamente compito dell'ARERA dettare la disciplina regolatoria di attuazione. Secondo il TAR, l'ARERA avrebbe dovuto disciplinare la materia con una puntuale considerazione dei costi rilevanti, della valorizzazione delle differenze esistenti tra i diversi tipi di impianti di produzione di energia alimentati da fonti rinnovabili, dell'esigenza di realizzare un prelievo sugli utili e non sui ricavi.

L'ARERA dovrà dunque riesercitare il proprio potere adottando una nuova Delibera in ottemperanza della sentenza emessa dal TAR.

Sul piano processuale, l'ARERA, il GSE e i Ministeri aditi hanno presentato appello al Consiglio di Stato che ha accolto l'istanza di sospensione della sentenza del TAR della Lombardia fissando l'udienza al prossimo 5 dicembre 2023.

Le Società stanno predisponendo l'appello della sentenza del TAR nella parte in cui il TAR non ha rimesso alla Corte Costituzionale o alla Corte di Giustizia Europea, la questione di incostituzionalità o di incompatibilità con il diritto UE dell'art. 15 bis.

Articolo 37 del decreto-legge 21 marzo 2022, n.21

Alcune società del Gruppo ("Le Società") hanno proposto ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio per l'annullamento, previa sospensione cautelare, della circolare del 17 giugno 2022 dell'Agenzia delle Entrate con cui sono state date indicazioni in merito agli adempimenti delle modalità di versamento straordinario, ai sensi dell'articolo 37 del decreto-legge 21 marzo 2022 (Decreto Ucraina Bis).

L'articolo 37 ha introdotto "un contributo a titolo di prelievo solidaristico straordinario" sui ricavi conseguiti tra il 1° Ottobre 2021 al 30 Aprile 2022 superiori alla soglia fissata dalla medesima norma.

Contestualmente al ricorso è stato impugnato anche il provvedimento di attuazione dell'Agenzia delle Entrate del 17 giugno 2022 con cui sono state date indicazioni in merito agli "adempimenti, anche dichiarativi, e delle modalità di versamento del contributo straordinario, ai sensi dell'articolo 37 del decretolegge 21 marzo 2022, n. 21."

Il TAR ha emesso sentenza declinando la propria giurisdizione. La sentenza è stata appellata dalle Società al Consiglio di Stato che ha accolto e confermato la competenza del TAR a decidere sulla legittimità del provvedimento emesso dall'Agenzia delle Entrate e delle controversie ex art.37 DL 21/2022.

Nel mese di Aprile 2023 le società hanno presentato ricorso tributario avverso il diniego tacito alla richiesta di rimborso del contributo versato.

Articolo 1 commi 115 -121 Legge di Bilancio 2023 n.197/2022

Alcune società del Gruppo ("Le Società") hanno proposto ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio per l'annullamento, previa sospensione cautelare, della circolare 4E del 23 febbraio 2023 emessa dell'Agenzia delle Entrate relativa all'istituzione del contributo temporaneo per il 2023. Il TAR ha accolto l'istanza, rigettando l'appello cautelare, e rimandando a data da destinarsi la trattazione dei ricorsi nel merito.

A seguito del rigetto delle istanze cautelari da parte del TAR, le Società hanno proposto appello cautelare presso il Consiglio di Stato. Nel corso del mese di Luglio 2023 il Consiglio di Stato ha accolto gli appelli presentati, senza però sospendere l'obbligo di pagamento, bensì sollecitando una celere fissazione delle trattazioni nel merito da parte del TAR, che sono quindi attese entro la fine dell'anno 2023.

Altre vertenze minori

Sono pendenti inoltre, a livello di Gruppo, altre vertenze di minore entità per le quali la Società ha ritenuto di appostare i fondi necessari.

In considerazione dello stato delle cause e tenuto conto dei pareri dei propri consulenti legali, si ritiene congrua la consistenza in bilancio del fondo rischi.

40. PARTECIPAZIONI IN SOCIETA' VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO [DETTAGLIO]

Per ciascuna società vengono di seguito riportati le attività, le passività correnti e non correnti, i costi e i ricavi rilevati nel bilancio consolidato al 30 giugno 2023.

Ecoenergia Campania S.r.l.

Ecoenergia Campania S.r.l. è una società titolare di un parco eolico in Lacedonia, in provincia di Avellino, con una potenza installata pari a 15 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.

Ecoenergia Campania S.r.l. (Euro/000)

	30.06.2023	31.12.2022
Attività non correnti	7.045	7.422
Attività correnti	3.571	4.767
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	3.063	3.595
Totale attività	10.616	12.189
Patrimonio netto	4.814	6.409
Passività non correnti	394	397
Passività correnti	5.408	5.383
Totale passività e patrimonio netto	10.616	12.189
	I Semestre	I Semestre
	2023	2022
Ricavi	1.771	3.662
Costi	(1.038)	(1.701)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(373)	(374)
di cui Interessi Passivi	(7)	(1)
di cui Imposte sul reddito	(304)	(816)
Risultato netto	733	1.961
Dividendi distribuiti	(2.328)	(2.914)
	30.06.2023	31.12.2022
Attività nette	4.814	6.409
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	2.407	3.205

New Green Molise S.r.l.

New Green Molise S.r.l. è una società titolare di un parco eolico in San Martino in Pensilis, in provincia di Campobasso, con una potenza installata pari a 58 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.

New Green Molise S.r.l. (Euro/000)

	30.06.2023	31.12.2022
Attività non correnti	56.532	58.715
Attività correnti	16.015	13.949
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	14.093	10.893
Totale attività	72.547	72.664
Patrimonio netto	37.794	39.554
Passività non correnti	10.959	10.112
di cui Passività finanziarie non correnti	10.412	9.550
Passività correnti	23.794	22.998
di cui Passività finanziarie correnti	718	1.847
Totale passività e patrimonio netto	72.547	72.664
	I Semestre	I Semestre
	2023	2022
Ricavi	7.460	16.551
Costi	(4.828)	(12.592)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(2.075)	(2.061)
di cui Interessi Passivi	(212)	(1.929)
di cui Imposte sul reddito	(1.116)	(7.268)
Risultato netto	2.632	3.959
Conto economico complessivo
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura Cash flow
hedge relativa a società la cui partecipazione è valuata con il metodo del	-	1.748
Patrimonio Netto
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge	-	(420)
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a
conto economico, al netto dell'effetto fiscale	-	1.328
Dividendi distribuiti	(4.392)	(11.636)
	30.06.2023	31.12.2022
Attività nette	37.794	39.554
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	18.897	19.777

Generai S.r.l.

Generai S.r.l. è una società titolare di un di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione nel Comune di Cerignola (FG) di un impianto per la produzione di energia da fonte eolica di potenza complessiva pari a 29,4 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.

Generai S.r.l. (Euro/000)

	30.06.2023	31.12.2022
Attività non correnti	1.886	1.872
Attività correnti	76	21
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	20	19
Totale attività	1.962	1.893
Patrimonio netto	1.763	1.769
Passività non correnti	143	70
di cui Passività finanziarie non correnti	143	70
Passività correnti	56	54
di cui Passività finanziarie correnti	51	50
Totale passività e patrimonio netto	1.962	1.893
	I Semestre	I Semestre
	2023	2022
Ricavi	-	-
Costi	(6)	(3)
di cui Interessi Passivi	(3)	-
di cui Imposte sul reddito	2	(417)
Risultato netto	(6)	(3)
Dividendi distribuiti	-	-
	30.06.2023	31.12.2022
Attività nette	1.763	1.769
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	881	885

Bioenergia S.r.l.

Bioenergia S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, nei comuni di Orta Nova e Cerignola (FG), di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica di potenza complessiva pari a 30 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2022, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Bioenergia S.r.l. (Euro/000)

	30.06.2023	31.12.2022
Attività non correnti	1.861	1.828
Attività correnti	38	23
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	25	12
Totale attività	1.899	1.851
Patrimonio netto	1.763	1.769
Passività non correnti	105	64
di cui Passività finanziarie non correnti	104	62
Passività correnti	31	18
di cui Passività finanziarie correnti	19	18
Totale passività e patrimonio netto	1.899	1.851
	I Semestre	I Semestre
	2023	2022
Ricavi	-	4
Costi	(6)	(1)
di cui Interessi Passivi	(2)	-
di cui Imposte sul reddito	2	-
Risultato netto	(6)	3
Dividendi distribuiti	-	-
	30.06.2023	31.12.2022
Attività nette	1.763	1.769
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	882	885

Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.

Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, nel comune di Manfredonia (FG), di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica di potenza complessiva pari a 29,6 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2022, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Parco Eolico Santa croce del Sannio House S.r.l. (Euro/000)

	30.06.2023	31.12.2022
Attività non correnti	192	190
Attività correnti	24	26
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	15	8
Totale attività	216	216
Patrimonio netto	178	184
Passività non correnti	26	20
di cui Passività finanziarie non correnti	21	20
Passività correnti	12	12
di cui Passività finanziarie correnti	10	10
Totale passività e patrimonio netto	216	216
	I Semestre	I Semestre
	2023	2023
Ricavi	2	4
Costi	(8)	(52)
Risultato netto	(6)	(48)
Dividendi distribuiti	-	-
	30.06.2023	31.12.2022
Attività nette	178	184
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%

Compania Eoliana S.A.

Compania Eoliana S.A., di cui Alerion detiene il 49,75% della partecipazione, è titolare di progetti di sviluppo in Romania ritenuti non più realizzabili. In considerazione di ciò, il valore della partecipazione e del relativo finanziamento soci è stato interamente svalutato nell'esercizio 2016.

41.AREA DI CONSOLIDAMENTO [DETTAGLIO]

Denominazione	Sede	Capitale sociale (/000)	% di possesso	Impresa diretta detentrice della partecipazione indiretta
		diretto indiretto
Società controllate consolidate secondo il metodo integrale
- Alerion Cleanpower S.p.A.	Milano - Via Renato Fucini 4	161.137	-
- Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione - Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4 Milano - Via Renato Fucini 4	90 100	100,00 100,00
- Alerion Bioenergy S.r.l. in liquidazione	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Frie-el Albareto S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10	100,00
- Eolica PM S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	20	100,00
- Green Energy Sardegna S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10	100,00
- Alerion Spain S.L.	Barcellona - Carrer Car Ràbia, 3-5, 4° planta	100	51,00
- Alerion Teruel	Barcellona - Carrer Car Ràbia, 3-5, 4° planta	10		100,00 Alerion Spain S.L.
- Comiolica	Saragozza - Paseo de la Independencia, 27, 5, 50001	2.500		100,00 Alerion Teruel S.L.
- Alerion Iberia SL	Saragozza - Paseo de la Independencia, 27, 5, 50001	50	100,00
- Fri-el Ichnusa S.r.l. - Fri-el Campidano S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3 Bolzano - Piazza del Grano 3	10 100	100,00	100 Fri-el Ichnusa S.r.l.
- Fri-el Nulvi Holding S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	3.000	90,00
- Fri-El Anglona S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100		100,00 Fri-el Nulvi Holding S.r.l.
- FW Holding S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100	100,00
- Fri-el Basento S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10		100,00 FW Holding S.r.l.
- Fri-el Ricigliano S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	10		100,00 FW Holding S.r.l.
- Fri-el Grottole S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	50		100,00 Fri-el Basento S.r.l.
- Anemos wind S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	50	100,00
- Ordona Energia S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	435	100,00
- Callari S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	1.000	100,00
- Minerva S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	14	100,00
- Eolo S.r.l. - Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4 Milano - Via Renato Fucini 4	750 100	100,00 80,00
- Dotto S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Wind Power Sud S.r.l	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Renergy San Marco S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	108	100,00
- Krupen Wind S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Enermac S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	40	100,00
- Fucini4 S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Auseu-Borod Wind Farm S.r.l. in liquidazione	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	0,2 RON		100,00 Alerion Romania S.A.
- Alerion Romania S.A. in liquidazione	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	100 RON	95,00
				5,00 Alerion Bioenergy S.r.l. in liquidazione
- Draghiescu Partners S.r.l.	Oras Bragadiru, strada PRIMAVERII, nr.13D, Camera 5, Judet Ilfov	0,3 RON		90,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Alerion Bulgaria OOD	Sofia - 6th Septemvri Str., 6A, Sredetz Region	90 LEV	92,50
- Wind Energy OOD - Wind Stream OOD	Sofia - 6th Septemvri Str., 6A Sofia - 6th Septemvri Str., 6A	2.375 LEV 2.319 LEV		51,00 Krupen Wind S.r.l. 51,00 Krupen Wind S.r.l.
- Wind Systems OOD	Sofia - 6th Septemvri Str., 6A	2.290 LEV		51,00 Krupen Wind S.r.l.
- Wind Power 2 OOD	Sofia - 6th Septemvri Str., 6A	2.312 LEV		51,00 Krupen Wind S.r.l.
- Naonis Wind S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	20	100,00
- Alerion Clean Power RO S.r.l.	Bucuresti Sectorul 2, Calea Floreasca nr. 175, partea B, Etaj 3	50 RON	100,00
- Fravort S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Tremalzo S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Green Fotovoltaic Parc S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Solar Live Energy S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Inspire Parc Solar S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Conti Green Projects S.r.l. - Conti Green Alliance S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON 1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l. 100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Conti Green Energy S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	0,2 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Mitoc Partners S.r.l.	Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1	0,8 RON		75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Cevedale S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Cavignon S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Presenella S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Vermiglio S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Vigolana S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Ceres S.r.l.	Str. Maior Stefan Sanatescu, nr. 53, Et.2, Cladirea C1, corp 4, camera 4, Bucuresti, sect. 1	0,8 RON		75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Catalyst S.r.l. - Phoenix Nest S.r.l.	Str. Maior Stefan Sanatescu, nr. 53, Et.2, Cladirea C1, corp 4, camera 4, Bucuresti, sect. 1 Str. Maior Stefan Sanatescu, nr. 53, Et.2, Cladirea C1, corp 4, camera 4, Bucuresti, sect. 1	0,8 RON 0,8 RON		75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l. 75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Phoenix Genesis S.r.l.	Str. Maior Stefan Sanatescu, nr. 53, Et.2, Cladirea C1, corp 4, camera 4, Bucuresti, sect. 1	0,8 RON		75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Alerion RO Todiresti S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	50 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Fradusta S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Litegosa S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Brunale S.r.l.	Pietramontecorvino, Via della Pace, 7	1		100,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Lagorai S.r.l.	Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Rienza S.r.l.	Bucuresti Sectorul 1, Calea Floreasca nr. 175, partea B, Etaj 11	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Passirio S.r.l.	Bucuresti Sectorul 1, Calea Floreasca nr. 175, partea B, Etaj 11	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Plose S.r.l.	Bucuresti Sectorul 1, Calea Floreasca nr. 175, partea B, Etaj 11	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Alerion Investments S.r.l.	Milano - Via Renato Fucini 4	10	100,00
- Alerion UK Ltd.	Gateway Hjouse, Old Hall Road, Bromborough, Wirral, Regno Unito	0,001 GBP	100,00
- Alerion Service S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	100	100,00
- Alerion Seddanus S.r.l. - Fri-El Guardionara S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3 Bolzano - Piazza del Grano 3	10 10	100,00 100,00
- Fri-El Anzi S.r.l.	Bolzano - Piazza del Grano 3	50	100,00
- Ambiez S.r.l.	Bucuresti Sectorul 1, Calea Floreasca nr. 175, partea B, Etaj 11	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Sass Maor S.r.l.	Bucuresti Sectorul 1, Calea Floreasca nr. 175, partea B, Etaj 11	1 RON		100,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
- Alerion Service RO S.r.l.	Bucarest, Strada Popa Savu n. 78, etaj 3, Ap. 5, Settore 1	10		100,00 Alerion Service S.r.l.
- Bisalta S.r.l.	Timisoara, Piata Victoriei nr.7, camera 3, scara D, etaj 6, apartament 21, Judetul Timis	0,5 RON		86,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.
Partecipazioni valutate secondo il metodo del Patrimonio Netto
- Ecoenergia Campania S.r.l. - New Green Molise S.r.l.	Cervinara (AV) - Via Cardito, 14 Napoli - Via Diocleziano, 107	100 10	50,00 50,00
- S.C. Compania Eoliana S.A.	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	501 RON	49,75
- Jimbolia Wind Farm S.r.l.	Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County	1 RON		99,00 S.C. Compania Eoliana S.A.
- Generai S.r.l.	Pietramontecorvino - Piazza Martiri del terrorismo 10	10		50,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	Benevento - Viale Mario Rotili 148	40		50,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.
- Bioenergia S.r.l.	Pietramontecorvino - Via Calcare 6	1		50 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

ai sensi dell'art. 154 bis, comma 5, del Decreto Legislativo del 24 febbraio 1998, n.58 e dell'art.

del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato

81-ter del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999

• 1. I sottoscritti Josef Gostner e Stefano Francavilla, in qualità rispettivamente di Amministratore Delegato e di Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Alerion Clean Power S.p.A., attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo del 24 febbraio 1998, n. 58:
  2. l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa;
  3. l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione Bilancio Consolidato semestrale abbreviato nel corso del primo semestre 2023.
• 1. Si attesta, inoltre, che:
     -
• 2.1 Il Bilancio Consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2023: - è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti dalla Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n.1606/2002 del Parlamento Europeo
  • e del Consiglio del 19 luglio 2002;
  • corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili; - è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione
• patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento. 2.2 La relazione intermedia sulla gestione comprende un'analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si sono verificati nei primi sei mesi dell'esercizio e alla loro incidenza sul Bilancio Consolidato semestrale abbreviato, unitamente ad una descrizione dei

principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell'esercizio. La relazione intermedia sulla gestione comprende, altresì, un'analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni

documenti contabili societari

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