Alerion Cleanpower

Interim / Quarterly Report • Jul 31, 2025

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

Relazione Finanziaria Semestrale 2025

RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE

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
• Alerion Clean Power in Borsa 8
  • Criteri di redazione degli schemi riclassificati 10
    • Sintesi dei risultati 11
  • Andamento economico-finanziario del Gruppo 12
    • Quadro normativo di riferimento 20
      • Principali rischi e incertezze 21
• Indicatori alternativi di performance 26
  • Eventi societari 29
  • Operazioni con parti correlate e infragruppo 29
  • Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre e prevedibile evoluzione
    • della gestione ²⁹
    • Altre informazioni 30

Bilancio consolidato semestrale abbreviato 32

• Prospetti contabili consolidati 33
  • Note esplicative 40
• Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato 102
• Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato ¹⁰³

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

Loredana Conidi	Presidente
Alessandro Cafarelli	Sindaco effettivo
Paolo Corti	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

* In carica dal 20 aprile 2023

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 2025. Per tale motivo il menzionato bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letto congiuntamente con la relazione finanziaria annuale del Gruppo al 31 dicembre 2024.

La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 30 luglio 2025.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DEL SEMESTRE

Si segnalano di seguito i principali eventi di rilievo che hanno caratterizzato il primo semestre 2025:

ITALIA:

In data 26 giugno 2025 Alerion ha presentato il Piano Industriale 2025 –2028, che definisce le principali direttrici strategiche e gli obiettivi di crescita del Gruppo per il prossimo quadriennio. Alerion punta a raddoppiare la propria capacità installata, con l'obiettivo di raggiungere circa 2,5 GW entro il 2028, di cui circa 1,8 GW in full ownership e circa 0,7 GW in partnership (equity recycling). Il target sarà distribuito prevalentemente tra Italia (circa il 65%) e Romania (circa il 30%), con una ripartizione tecnologica fortemente orientata verso l'eolico (circa l'80%), affiancato da una quota fotovoltaica pari a circa il 20%.

Il Piano prevede investimenti complessivi pari a circa 1,8 miliardi di euro nel periodo 2025–2028. La strategia di sviluppo si basa su un modello integrato che combina la proprietà diretta degli impianti (full ownership) con operazioni di equity recycling (partnership), finalizzate a liberare risorse da reinvestire nello sviluppo di nuovi progetti.

ROMANIA:

Si segnala che in data 20 giugno 2025 è stato sottoscritto un contratto di fornitura delle turbine eoliche per l'avvio della costruzione di tre impianti eolici con una potenza installata complessiva di 130,5 MW. Draghiescu Partners S.r.l. ha firmato un contratto di fornitura per l'acquisto di 29 turbine da 4,5 MW ciascuna. Contestualmente, è stato sottoscritto anche un contratto di operation & maintenance a medio termine, finalizzato a garantire l'efficienza e l'affidabilità degli impianti durante la fase di esercizio. L'obiettivo è di completare la messa in esercizio dei tre impianti entro il primo semestre del 2027.

ALERION CLEAN POWER IN BORSA

Al 30 giugno 2025 il prezzo di riferimento del titolo ALERION presenta una quotazione di 17,5 euro, in aumento (+9%) rispetto a quella al 31 dicembre 2024, quando risultava pari a 16 euro, dopo aver distribuito un dividendo pari a 0,61 euro per azione in data 7 maggio 2025.

Nel periodo in esame, il primo semestre del 2025, la quotazione del titolo Alerion si è attestata tra un minimo di 11,24 euro il 4 marzo 2025 ed un massimo di 18,60 euro il 4 giugno 2025 come riportato nel grafico di seguito relativo ai dati medi mensili consuntivati dal titolo nell'anno in esame:

Si riportano di seguito alcuni dati afferenti ai prezzi ed ai volumi del titolo ALERION relativi al periodo dei 6 mesi 2025.

Prezzo dell'azione	Euro
Prezzo di riferimento al 30/06/2025	17,50
Prezzo massimo (04/06/2025)	18,60
Prezzo minimo (04/03/2025)	11,24
Prezzo medio	14,99

La capitalizzazione di borsa al 30 giugno 2025 ammonta a circa 949 milioni di euro (868 milioni alla fine del 2024). Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è pari a 53.569.448.

Volumi scambiati	N. Azioni
Volume massimo (13/03/2025)	144.191
Volume minimo (17/06/2025)	2.191
Volume medio	23.529

CRITERI DI REDAZIONE DEGLI SCHEMI RICLASSIFICATI

Si riporta qui di seguito la descrizione dei criteri adottati nella predisposizione del prospetto della situazione patrimonialefinanziaria consolidata e del conto economico consolidato riclassificati al 30 giugno 2025 inseriti e commentati rispettivamente nel successivo paragrafo "Andamento economico finanziario del Gruppo".

Nella presente relazione finanziaria semestrale sono rappresentati alcuni Indicatori Alternativi di Performance (IAP) che sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai Principi Contabili Internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo. Si precisa, inoltre, che, al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale, i risultati economici sono esposti escludendo alcune componenti reddituali ritenute non usuali e definite internamente come "special items": tali risultati, al netto degli "special items" sono indicati con la definizione "Risultati adjusted". Per la definizione degli indicatori e la riconciliazione dei relativi importi si rimanda a quanto indicato nello specifico paragrafo "Indicatori alternativi di Performance".

Prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata riclassificata al 30 giugno 2025

Le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Immobilizzazioni, tale voce si suddivide nelle seguenti sottovoci:

• x Immobilizzazioni Immateriali: tale voce include: i) "Diritti e concessioni" per 259,2 milioni di euro, ii) "Costi di sviluppo" per 16,1 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 11,5 milioni di euro (nota " 4").
• x Immobilizzazioni Materiali: tale voce include: i) "Terreni" per 31,4 milioni di euro, i) "Fabbricati" per 4,6 milioni di euro, iii) "Impianti e macchinari" per 427,4 milioni di euro, iv) "Altri beni" per 2,5 milioni di euro e v) "Immobilizzazioni in corso" per 150 milioni di euro, relativi a investimenti sui parchi eolici (nota "5").
• x 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 68,8 milioni di euro (nota "6").
• x Crediti Finanziari non Correnti: tale voce include il valore dei Crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti per 60,7 milioni di euro (nota "18" e "23").

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 14,9 milioni di euro (nota "9"), ii) "Attività per imposte anticipate" per 24,8 milioni di euro (nota "33"), iii) "Crediti tributari" (nota "10") e "Crediti vari e altre attività correnti" (nota "11") per complessivi 66,7 milioni di euro, iv) "Debiti commerciali" per un ammontare complessivo pari a 66,1 milioni di euro (nota "13"), v) "TFR e altri fondi relativi al personale" per 1,7 milioni di euro (nota "24"), vi) "Fondo imposte differite" per 46,2 milioni di euro (nota "33"), vii) "Fondi per rischi ed oneri futuri" per 10,6 milioni di euro (nota "25"), viii) "Debiti vari e altre passività non correnti" per 19,6 milioni di euro (nota "12"), ix) "Debiti Tributari" per 35,8 milioni di euro (nota "14"), x) "Debiti vari e altre passività correnti" per 13,2 milioni di euro (nota "15"), xi) Crediti vari e altre attività non correnti" (nota "7") per complessivi 1,9 milioni di euro, xii) Rimanenze" per complessivi 18,7 milioni di euro (nota "8"),

Liquidità, include la voce "Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti" per 254,1 milioni di euro (nota "20").

Altre attività e passività finanziarie, la voce include: i) "Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti" per 73,8 milioni di euro (nota "19"); ii) "Passività finanziarie non correnti" per 895,8 milioni di euro (nota "21"); iii) "Passività finanziarie correnti" per 51,2 milioni di euro (nota "22"); e iv) "Strumenti derivati" classificati tra le attività correnti per 3,2 milioni di euro, tra le attività non correnti per 2,8 milioni di euro, tra le passività correnti per 0,2 milioni di euro e tra le passività non correnti per 0,3 milioni di euro (nota "23").

Conto economico riclassificato consolidato al 30 giugno 2025 le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Ricavi, tale voce include i) ricavi da "Vendite di energia" e da "Vendite incentivi" per 66,3 milioni di euro, ii) "Altri ricavi e proventi diversi" pari a 11,3 milioni di euro (note "27" e "28").

Proventi (oneri) finanziari, tale voce include i) il saldo netto da "Proventi (oneri) finanziari" per un importo negativo di 16,8 milioni di euro (nota "31").

Imposte, tale voce include i) il saldo netto negativo da "Correnti" pari a 4,1 milioni di euro e ii) "Differite" pari a 0,3 milioni di euro (nota "33").

SINTESI DEI RISULTATI

In questo prospetto di sintesi sono riportati i risultati economici, esposti con l'esclusione degli special items.

Dati economici (milioni di euro)	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Ricavi	77,6	91,3
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	51,8	65,8
Risultato Netto	5,8	17,9
Risultato Netto di Gruppo	5,2	17,6
Dati patrimoniali (milioni di euro)	30.06.2025	31.12.2024
Patrimonio Netto	349,5	372,6
Indebitamento Finanziario Netto*	616,3	533,8
Indebitamento Finanziario* (esclusi derivati)	619,1	527,5
Dati Operativi	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Potenza Lorda (MW)	958,2	911,7
Produzione di energia elettrica (GWh) (1)	655,8	775,5
Produzione di energia elettrica (GWh) - Impianti consolidati integralmente	600,5	742,7

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

* Indebitamento finanziario netto calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138

ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO DEL GRUPPO

Andamento della gestione del primo semestre 2025

Nel primo semestre del 2025 la produzione elettrica consolidata si è attestata a 600,5 GWh, rispetto ai 742,7 GWh registrati nello stesso periodo dell'anno precedente. La contrazione è principalmente riconducibile alle eccezionali condizioni anemologiche sfavorevoli che hanno interessato i siti produttivi, in particolare nel primo trimestre, con livelli di ventosità significativamente inferiori alle medie stagionali.

Nel secondo trimestre dell'anno, al contrario, la produzione si è attestata su livelli maggiormente in linea con le medie storiche del periodo, evidenziando un progressivo miglioramento rispetto all'inizio dell'anno.

Alla riduzione della produzione ha inoltre contribuito il mutato perimetro di consolidamento, conseguente all'operazione di equity recycling finalizzata nel quarto trimestre del 2024, che ha comportato il deconsolidamento degli impianti di Enermac e Naonis (ora Alperion).

Nel primo semestre 2025 si è rilevato un positivo incremento dei prezzi medi di cessione dell'energia elettrica rispetto al 2024, infatti, il ricavo medio di cessione per gli impianti del gruppo, comprendendo anche l'incentivo GRIN, è risultato pari a 110,4 euro per MWh, rispetto alla media di 109,7 euro per MWh del 2024. Il prezzo dell'incentivo GRIN riconosciuto agli impianti incentivati per l'anno 2025 è stato pari a 55,3 euro per MWh mentre per il 2024 è stato pari a 42,2 euro per MWh.

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato (Valori in Milioni di Euro)	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Ricavi operativi	66,3	81,5
Altri ricavi	11,3	9,8
Ricavi	77,6	91,3
Costo delle risorse umane	(8,1)	(6,5)
Altri costi operativi	(18,6)	(19,9)
Accantonamenti per rischi	(0,1)	0
Costi operativi	(26,8)	(26,4)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	1,0	0,9
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	51,8	65,8
Ammortamenti e svalutazioni	(26,3)	(26,9)
Risultato Operativo (EBIT)	25,5	38,9
Proventi (oneri) finanziari	(15,8)	(10,8)
Risultato ante imposte (EBT)	9,7	28,1
Imposte	(3,9)	(10,2)
Risultato Netto	5,8	17,9
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0,6	0,3
Risultato Netto di Gruppo	5,2	17,6

Il gruppo ha consuntivato complessivamente nel periodo in esame Ricavi per 77,6 milioni di euro rispetto ai 91,3 milioni di euro del primo semestre 2024. In particolare, nel primo semestre 2025 il Gruppo ha conseguito Ricavi Operativi per 66,3 milioni di euro, rispetto al valore di 81,5 milioni di euro del primo semestre 2024 che riflettono il buon andamento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica rispetto al 2024 ed una produzione elettrica consolidata integralmente, in decremento di circa 142,2 GWh, per effetto della scarsa ventosità registrata sui siti nel primo trimestre, risultata inferiore rispetto alle medie stagionali. Inoltre, il semestre riflette l'effetto della variazione del perimetro di consolidamento, derivante dall'operazione di equity recycling conclusasi nell'ultimo trimestre del 2024, che ha portato al deconsolidamento degli impianti di Enermac e Naonis (ora Alperion), i quali avevano contribuito ai ricavi del primo semestre 2024 per circa 6,9 milioni di euro.

Gli effetti positivi della variazione dei prezzi di vendita sono stati parzialmente compensati dalle coperture sull'andamento del prezzo dell'energia elettrica sottoscritte su parte della produzione al fine di ridurre il rischio di volatilità. Tali contratti di copertura in linea con le prassi di settore hanno comportato un effetto correttivo negativo rilevato direttamente tra i ricavi derivanti dalle vendite di energia elettrica pari a 3,8 milioni di euro a valere sul primo semestre. I Ricavi Operativi

del primo semestre del 2024 includevano un effetto positivo correttivo derivante dai contratti di copertura sui prezzi dell'energia elettrica pari a circa 9,8 milioni di euro.

Si riporta di seguito un dettaglio dei prezzi zonali medi e del PUN relativi al territorio italiano per il primo semestre 2025 e quello 2024:

Scenario Prezzi (Euro/Mwh)	I Sem 2025	I Sem 2024	¨	¨
PUN - Prezzo di riferimento elettricità Italia	119,5	93,5	26,0	28%
Prezzo energia elettrica zona Nord	119,6	93,3	26,3	28%
Prezzo energia elettrica zona Centro Nord	120,0	93,7	26,3	28%
Prezzo energia elettrica zona Centro Sud	119,6	94,1	26,6	27%
Prezzo energia elettrica zona Sud	119,1	93,1	26,0	28%
Prezzo energia elettrica Sardegna	115,9	89,8	26,1	29%
Prezzo energia elettrica Sicilia	119,4	94,4	25,0	26%
Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) Italia	55,3	42,2	13,2	31%
Prezzo energia elettrica Spagna	62,4	39,1	23,3	60%
Prezzo energia elettrica Romania	110,2	76,2	34,0	45%

Con la Deliberazione 9/2025/R/EFR del 21 gennaio 2025 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2025 (FIP 2025), il valore medio annuo registrato nel 2024 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 109,05 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2025, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 55,34 Euro/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza. Nel primo semestre 2025 il ricavo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente e incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 170,6 euro per MWh, rispetto ai 128,2 euro per MWh del medesimo periodo 2024. In particolare:

Scenario Prezzi per tariffa incentivante (Euro/Mwh)	2025	2024	2023
Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) - Italia	55,3	42,2	0,0

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel 2025 per gli impianti consolidati integralmente è stato pari a 115,3 euro per MWh, rispetto a 86 euro per MWh del medesimo periodo del 2024;

• il prezzo medio degli incentivi nel 2025 è stato 55,3 (pari a 42,2 nel medesimo periodo del 2024).

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 11,3 milioni di euro (9,8 milioni di euro nel primo semestre 2024) e si riferiscono principalmente: i) agli indennizzi assicurativi ricevuti nel corso dell'esercizio, ii) ai contributi pubblici riconosciuti in sede di costruzione degli impianti eolici e rilasciati a conto economico lungo la vita residua degli stessi, iii) ai rilasci di fondi accantonanti negli esercizi precedenti e vi) 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 relativi alla capacità installata e della produzione di energia elettrica del Gruppo validi per il 2025:

• La tabella seguente evidenzia la capacità installata del Gruppo dettagliata per settore ed area geografica validi per il primo semestre 2025.

Capacità Installata Impianti Alerion	Potenza Lorda (MW)		Possesso	Potenza Consolidata (MW)
Impianti Società Controllate (consolidate integralmente)	30 giu 2024	30 giu 2025		30 giu 2024	30 giu 2025
Impianti eolici operativi Italia
Nord	19,8	19,8	100%	19,8	19,8
Centro Sud	116,2	116,3	100%	116,2	116,3
Sud	210,2	148,2	100%	210,2	148,2
Sicilia	164,2	164,2	100%	164,2	164,2
Sardegna	155,2	155,2	100%	155,2	155,2
Totale	665,6	603,7		665,6	603,7
Impianti fotovoltaici Italia
Sardegna	13,5	13,5	100%	13,5	13,5
Sud	0,0	16,0	100%	0,0	16,0
Sicilia	0,0	11,8	100%	0,0	10,2
Totale	13,5	41,3		13,5	39,7
Impianti eolici Estero
Spagna	36,0	36,0	100%	36,0	36,0
Bulgaria	12,0	12,0	51%	12,0	12,0
Totale	48,0	48,0		48,0	48,0
Impianti fotovoltaici Estero
Romania	111,6	130,2	100%	111,6	130,2
Totale	111,6	130,2		111,6	130,2
Totale impianti Società Controllate	838,7	823,2		838,7	821,6
Impianti eolici in società la cui partecipazione è consolidata con il metodo del Patrimonio Netto (1)
Impianti eolici operativi Italia

Centro Sud	15,0	15,0	50%	7,5	7,5
Sud	58,0	120,0	50%	29,0	60,0
Totale	73,0	135,0		36,5	67,5
Totale	911,7	958,2		875,2	889,1
(1) Impianti detenuti da partecipazioni consolidate con il metodo del patrimonio netto per effetto dell'applicazione dell'IFRS 11

• La tabella seguente evidenzia la produzione di energia elettrica del Gruppo per settore ed area geografica relativa al primo semestre 2025 e 2024:

Produzione Impianti Alerion	Produzione consolidata (MWh)
Impianti Società Controllate (consolidate integralmente)	30 giu 2024	30 giu 2025
Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona
Nord	21.647	24.428
Centro Sud	114.630	109.485
Sud	194.958	111.754
Sicilia	130.103	101.806
Sardegna	154.477	121.764
Totale	615.815	469.237
Impianti fotovoltaici Italia
Sardegna	6.141	11.095
Sud	0	11.692
Sicilia	0	6.219
Totale	6.141	29.006
Impianti eolici operativi Estero
Spagna	44.490	27.344
Bulgaria	13.622	12.162
Totale	58.112	39.506
Impianti fotovoltaici operativi Estero
Romania	62.593	62.713
Totale	62.593	62.713
Totale impianti Società Controllate	742.661	600.462
Impianti eolici in società la cui partecipazione è consolidata con il metodo del Patrimonio Netto (1)
Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona di partecipate in joint venture
Centro Sud	6.798	5.308
Sud	26.072	50.039
Totale	32.870	55.347
Totale	775.531	655.809
(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 2025 è pari a 51,8 milioni di euro, rispetto ai 65,8 milioni di euro rilevati nell'analogo periodo del 2024. Il valore dell'Ebitda del primo semestre 2025 riflette il positivo andamento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica rispetto allo scorso semestre al netto della già descritta contrazione della produzione elettrica consolidata per circa 142,2 GWh. Il rapporto tra EBITDA ed i Ricavi Operativi del periodo risulta pari a 78,1%.

Il Risultato delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto, incluso nel Margine Operativo Lordo, è pari a 1,0 milioni di euro in linea rispetto al risultato del 2024 quando misurava 0,9 milioni di euro.

Si segnala inoltre che nel corso del 2025 ha continuato a svilupparsi la struttura organizzativa del Gruppo, con un conseguente aumento del costo del personale. In particolare, il personale del Gruppo al 30 giugno 2025 si compone di 222 dipendenti, di cui circa il 20,3% impegnato nelle società del Gruppo con sede all'estero, registrando un incremento netto di 18 unità rispetto al 31 dicembre 2024. La crescita della struttura organizzativa è riferibile principalmente al processo di continua espansione delle attività sia in Italia che all'estero.

Il Risultato Operativo della semestrale 2025 è pari a 25,5 milioni di euro, in decremento rispetto ai valori rilevati nel semestre scorso (38,9 milioni di euro), dopo ammortamenti e svalutazioni per 26,3 milioni di euro. Si rilevano ammortamenti in linea rispetto al semestre precedente.

Il Risultato ante imposte è pari a 9,7 milioni di euro, in diminuzione rispetto al primo semestre 2024 quando era pari a 28,1 milioni di euro, dopo oneri finanziari per 15,8 milioni di euro, in aumento rispetto allo scorso semestre 2024 per effetto della nuova emissione obbligazionaria con scadenza 2020 al tasso nominale di 4,75%.

Il Risultato Netto è pari a 5,8 milioni di euro dopo imposte di periodo per circa 3,9 milioni di euro, in flessione rispetto al primo semestre 2024, quando era pari a 17,9 milioni di euro.

Il Risultato Netto di Gruppo del primo semestre 2025 è pari a 5,2 milioni di euro (pari a 17,6 milioni di euro nel primo semestre 2024).

Il Risultato Netto di Terzi del primo semestre 2025 è pari a 0,6 milioni di euro (in miglioramento rispetto al dato al 30 giugno 2024, pari a 0,3 milioni di euro).

Risultati patrimoniali e finanziari

CONSOLIDATO ALERION

Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria riclassificata

(valori in milioni di euro)

	30.06.2025	31.12.2024
Immobilizzazioni Immateriali	287,0	266,1
Immobilizzazioni Materiali	615,8	590,3
Immobilizzazioni Finanziarie	68,8	72,0
Crediti finanziari non correnti	60,7	43,1
Immobilizzazioni	1.032,3	971,5
Altre attività e passività non finanziarie	(66,5)	(65,1)
CAPITALE INVESTITO NETTO	965,8	906,4
Patrimonio netto di Gruppo	342,8	366,7
Patrimonio netto di Terzi	6,7	5,9
Patrimonio Netto	349,5	372,6
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	254,1	515,9
Altre attività e passività finanziarie	(870,4)	(1.049,7)
Indebitamento finanziario *	(616,3)	(533,8)
PATRIMONIO NETTO + INDEBITAMENTO FINANZIARIO*	965,8	906,4

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

Variazione dell'Area di Consolidamento nel periodo

Rispetto al semestre 2024 il perimetro è variato per effetto dell'operazione di equity recycling completata dal Gruppo nel quarto trimestre dell'esercizio 2024, l'accordo di compravendita si riferiva ad una joint venture paritaria per lo sviluppo e la gestione di un portafoglio di impianti eolici in Puglia, con una capacità totale di circa 120 MW, di cui 62 MW già operativi e 58 MW in costruzione.

Si segnala inoltre che nel corso del primo semestre 2025 il Gruppo ha continuato le attività di sviluppo in Romania e in Italia. Aggiungendo ulteriori iniziative di sviluppo attraverso l'acquisizione di alcune SPV con progetti in fase di progettazione e sviluppo, si rimanda alla nota "Area di consolidamento" delle note alla relazione.

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2025 sono pari a 902,8 milioni di euro (856,4 milioni di euro al 31 dicembre 2024). Le immobilizzazioni risultano in aumento rispetto al valore al 31 dicembre 2024 per 46,4 Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

milioni di euro dopo ammortamenti e svalutazioni complessivamente pari a 26,3 milioni di euro. L'incremento è relativo ai maggiori investimenti realizzati nel corso del 2025 principalmente in Italia e in Romania.

Si segnala che la voce "Altre Attività e Passività non finanziarie" include al 30 giugno 2025 crediti per la vendita di energia elettrica e Incentivi per un totale di 7,4 milioni di euro (13,3 milioni di euro al 31 dicembre 2024). In particolare, i crediti da tariffa incentivante nei confronti del Gestore dei Servizi Energetici (GSE), sono pari a 2,1 milioni di euro (4,5 milioni di euro al 31 dicembre 2024).

Il Patrimonio Netto di Gruppo al 30 giugno 2025 è pari a 342,8 milioni di euro, con una variazione negativa di 23,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2024 quando risultava pari a 366,7 milioni di euro. La variazione è principalmente conseguente: i) alla quota attribuibile al Gruppo dell'utile netto di periodo pari a 5,2 milioni di euro; ii) alla variazione positiva 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 6,7 milioni di euro, iii) alla variazione positiva del fair value degli strumenti obbligazionari al netto dell'effetto fiscale per 1 milione di euro, iv) all'effetto delle differenze cambio negative per 3,8 milioni di euro, ed v) alla distribuzione di dividendi per 32,7 milioni di euro, come da delibera del 15 aprile 2025.

L'Indebitamento Finanziario al 30 giugno 2025 è pari a 616,3 milioni di euro, in aumento di 82,5 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2024 quando risultava pari a 533,8 milioni euro, la variazione riflette principalmente gli investimenti effettuati nel semestre in Romania ed in Italia ed il pagamento dei dividendi per 32,7 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 2021-2027", il "prestito obbligazionario 2022-2028", il "prestito obbligazionario 2023-2029" emesso a fine 20230 ed il "prestito obbligazionario 2024-2030" emesso a fine 2024 tutti classificati come "Green Bond". Si segnala che alla data del 31 dicembre 2024 i covenant risultavano rispettati.

CONSOLIDATO ALERION – Indebitamento finanziario

	30.06.2025	31.12.2024
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	254,1	515,9
Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	254,1	515,9
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	77,1	71,5
Liquidità	331,2	587,4
Passività finanziarie correnti
Debito corrente per linee bancarie	(15,1)	(32,6)
Debiti correnti per strumenti derivati	0	(6,7)
Debito finanziario corrente	(15,1)	(39,3)
Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing	(30,2)	(20,4)
Debiti correnti per Lease	(1,1)	(1,1)
Debiti correnti per strumenti derivati	(0,2)	(0,1)
Debito corrente verso Obbligazionisti	(4,6)	(186,5)
Debito corrente verso altri finanziatori	(0,2)	(0,4)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	(36,3)	(208,5)
Indebitamento finanziario corrente	(51,4)	(247,8)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO	279,8	339,6
Passività finanziarie non correnti
Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing	(143,9)	(124,3)
Debito non corrente verso altri finanziatori	(25,9)	(22,9)
Debiti non correnti per Lease	(12,0)	(12,6)
Debiti non correnti per strumenti derivati	(0,3)	(0,3)
Debito finanziario non corrente	(182,1)	(160,1)
Debito non corrente verso Obbligazionisti	(714,0)	(713,3)
Strumenti di debito	(714,0)	(713,3)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE	(896,1)	(873,4)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO*	(616,3)	(533,8)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO (esclusi i Derivati)	(619,1)	(527,5)
Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti	57,9	40,5
Crediti finanziari non correnti per strumenti derivati	2,8	2,6
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE	(555,6)	(490,7)
(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138

PARAMETRI FINANZIARI previsti dal regolamento dei prestiti obbligazionari in essere

INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE al netto dei Derivati	(561,2)	(487,0)
-----------------------------------------------------------	---------	---------

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 complessivamente pari a circa 37,0 milioni di euro; ii) i flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento pari complessivamente a circa 57,2 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 33,8 milioni di euro iv) i dividendi ricevuti dalle società partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto pari a 4,3 milioni di euro e v) i dividendi corrisposti nel periodo per 32,8 milioni di euro.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

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 2025	I Semestre 2024
Flussi di cassa generati dalla gestione operativa	37,0	57,5
Flussi di cassa della gestione operativa relativi al regolamento dell'accordo transattivo sui contratti derivati	0,0	(36)
Flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento	(57,2)	(43,9)
Oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli strumenti derivati	(33,8)	(34,6)
Dividendi ricevuti dalle società le cui partecipazioni sono valutate con il metodo del patrimonio netto	4,3	5,1
Dividendi liquidati	(32,8)	(32,9)
Variazione dell'Indebitamento finanziario*	(82,5)	(84,8)
Indebitamento finanziario* all'inizio periodo	(533,8)	(458,7)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO* A FINE PERIODO	(616,3)	(543,5)

(*) 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 2025 è pari al 63,8% (58,9% al 31 dicembre 2024).

L'Indebitamento Finanziario (esclusi derivati) al 30 giugno 2025, è pari a 619,1 milioni di euro (527,5 milioni di euro al 31 dicembre 2024).

Le Disponibilità Liquide del Gruppo sono pari a 254,1 milioni di euro al 30 giugno 2025, in diminuzione di 261,7 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2024 quando risultavano pari a 515,9 milioni di euro. Le variazioni del periodo comprendono principalmente gli effetti positivi dei flussi di cassa generati dalla gestione operativa pari complessivamente a 37 milioni di euro, dai flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento in Romania e Italia per 57,2 milioni di euro, dai dividendi liquidati per 32,8 milioni di euro e dal rimborso del prestito obbligazionario "2019 - 2025", avvenuto in data 30 gennaio 2025.

L'Indebitamento finanziario corrente al 30 giugno 2025, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota corrente, è pari a 51,4 milioni di euro, in forte diminuzione di 196,4 milioni di euro rispetto al valore del 31 dicembre 2024, in cui era pari a 247,8 milioni di euro. La variazione è riconducibile principalmente al rimborso del prestito obbligazionario "2019 – 2025", che al 31 dicembre 2024 era iscritto tra le passività finanziarie correnti per la quota nominale residua di 182,5 milioni di euro oltre a interessi.

L'Indebitamento finanziario non corrente al 30 giugno 2025, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota non corrente, è pari a 896,1 milioni di euro (873,4 milioni di euro al 31 dicembre 2024) ed include (i) il debito verso obbligazionisti per 714 milioni di euro composto dal prestito obbligazionario 2021-2027 sottoscritto il 3 novembre 2021, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 0,8 milioni di euro, al prestito obbligazionario 2022-2028 sottoscritto il 17 maggio 2022, pari a 100 milioni di euro al netto dei costi accessori di 0,7 milioni di euro, al prestito obbligazionario 2023-2029 sottoscritto il 12 dicembre 2023, pari a 170 milioni di euro al netto dei costi accessori di 1,7 milioni di euro ed al prestito obbligazionario 2024-2030 sottoscritto l'11 dicembre 2024, pari a 250 milioni di euro al netto dei costi accessori di 2,7 milioni di euro, (ii) le quote a medio lungo termine dei finanziamenti in project financing, pari a 143,9 milioni di euro, diminuite per le rate scadute al 30 giugno 2025, (iii) la quota a medio lungo termine delle passività finanziarie per leasing in linea con quanto previsto dal principio contabile "IFRS 16 – LEASES" per 12 milioni di euro.

I Crediti Finanziari e le altre attività finanziarie non correnti al 30 giugno 2025 sono pari a 60,7 milioni di euro, in incremento rispetto al 31 dicembre 2024 per 17,6 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 "37" "Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 30 giugno 2025".

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 2025.

Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi"

Con la Deliberazione 9/2025/R/EFR del 21 gennaio 2025 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2025 (FIP 2025), il valore medio annuo registrato nel 2024 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 109,05 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2025, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 55,34 Euro/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza.

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%. Nell'ottobre 2023 il Parlamento e il Consiglio hanno innalzato l'obiettivo in materia di energie rinnovabili per il 2030 portandolo al 42,5 % e puntando a raggiungere il 45 %, ossia quasi il doppio dell'attuale quota di energie rinnovabili nell'UE.

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.

Inoltre, l'elevato grado di complessità e di frammentarietà delle normative nazionali e locali del settore della produzione di energia da fonti rinnovabili, unita all'interpretazione non sempre uniforme delle medesime da parte delle competenti Autorità, potrebbe generare situazioni di incertezza e contenziosi giudiziari, con conseguenti 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

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.

Rischi connessi al climate change

Il rischio relativo al climate change individua la possibilità che variazioni climatiche nel breve e nel lungo periodo possano avere impatti sul business del Gruppo con conseguenze sui risultati economico finanziarie. In particolare, si evidenza la diminuzione della disponibilità delle risorse (produzione eolica e solare) e conseguenti incrementi dei costi di manutenzione e di assicurazione contro gli eventi atmosferici avversi.

Il Gruppo contiene i potenziali impatti derivanti dal rischio climatico tramite l'adozione di apposite misure quali (i) la pianificazione dell'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 e (ii) il contenimento degli 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. Si evidenzia inoltre che nella predisposizione del test di impairment, i potenziali impatti del rischio climatico sono stati riflessi nella determinazione dei relativi flussi di cassa prospettici, tenendo conto, principalmente, degli eventuali minori rendimenti legati a una produzione di energia elettrica ridotta a causa delle condizioni climatiche avverse registratesi (basandosi dette proiezioni, tra l'altro, sulle medie storiche di produttività dei singoli parchi) e dei costi operativi legati alla stipula delle polizze assicurative.

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 Alerion ha fatto ricorso a partire dal 19 dicembre 2019, quando è avvenuta la prima emissione di un prestito obbligazionario, cosiddetto "Green Bond", a strumenti finanziari i cui termini di utilizzo sono tenuti a soddisfare i criteri di cui al Green Bond Framework adottato dalla Società.

Rischi connessi ai contratti di finanziamento

Il Gruppo presenta un elevato indebitamento finanziario e obbligazionario, rispetto al quale sostiene oneri finanziari. Inoltre, il Gruppo, ove fosse tenuto a rifinanziare l'indebitamento esistente prima della relativa data di scadenza, potrebbe non essere in grado di completare gli investimenti in corso o previsti dal Piano.

Alla luce di quanto precede, l'indebitamento contratto o contraendo per le attività necessarie per la realizzazione e la messa in esercizio dei Parchi Eolici hanno comportato e/o comporteranno (a seconda dei casi) un incremento dell'indebitamento finanziario del Gruppo e, pertanto, fermo restando l'incremento dei ricavi generati, successivamente al periodo di collaudo, dall'attività dei nuovi Parchi Eolici, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nel sostenere gli impegni finanziari nascenti dalla propria struttura di indebitamento e nel rispettare i propri impegni finanziari, anche in considerazione della progressiva scadenza delle tariffe incentivanti di cui godono gli impianti in proprietà del Gruppo.

Il finanziamento dei progetti posti in essere dal Gruppo è effettuato tramite modalità di finanziamento in project financing e attraverso finanziamenti di tipo Corporate attraverso emissioni di prestiti obbligazionari che soddisfino i criteri previsti dal "Green Bond Framework" adottato dalla Società.

Il regolamento delle diverse emissioni obbligazionarie del Gruppo ed i contratti di finanziamento, in particolare i finanziamenti in project financing, contengono una serie di clausole abituali per tali tipologie di documenti, quali obblighi di fare e di non fare, clausole di c.d. negative pledge, restrizioni alla distribuzione di dividendi, relazioni sui risultati e bilanci, obblighi di mantenimento di ratio finanziari soggetti a verifica periodica, ipotesi di inadempimento (cc.dd. eventi di default). Alcuni finanziamenti in project financing contengono inoltre clausole c.d. di cross default, ai sensi delle quali il verificarsi di situazioni di inadempimento in capo a soggetti diversi dalle società beneficiarie può rendere immediatamente esigibile l'importo residuo del finanziamento stesso.

Si evidenzia che il contesto macroeconomico del primo semestre 2025 ha spinto ad una riduzione dei tassi di interesse, incidendo sulla volatilità degli stessi, tale volatilità non ha avuto significativi impatti sul Gruppo grazie alla policy di stipulare contratti di copertura, interest rate swap, sui finanziamenti in project financing e grazie anche al ricorso ad

emissioni obbligazionarie a tasso fisso. La recente emissione obbligazionaria del 11 dicembre 2024 evidenzia come il Gruppo non abbia risentito dell'attuale quadro macroeconomico.

Parametri finanziari e Covenant:

"Prestito Obbligazionario 2021 -2027"

Con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2021 - 2027" si segnala che 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 2021. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2024 risultava rispettato.

"Prestito Obbligazionario 2022 -2028"

Con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2022 - 2028" si segnala che 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 2022. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2024 risultava rispettato.

"Prestito Obbligazionario 2023 -2029"

Con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2023 - 2029" si segnala che 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 2023. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2024 risultava rispettato.

"Prestito Obbligazionario 2024-2030"

Con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2024 - 2030" si segnala che 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 2024. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2024 risultava rispettato.

Project Financing

Con riferimento ai finanziamenti da project financing si rimanda alla nota 21 "PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI" in cui è presentato il dettaglio dei parametri finanziari da rispettare al 30 giugno 2025 relativi a tali finanziamenti.

Rischi connessi ai tassi di interesse

A seguito dell'emissione delle recenti emissioni di Prestiti Obbligazionari, come descritto in precedenza, il Gruppo è esposto solo marginalmente al rischio connesso alle fluttuazioni del tasso di interesse.

Il finanziamento dei progetti posti in essere dal Gruppo ha comportato il ricorso al credito bancario, anche attraverso modalità di project financing. In tale contesto, un aumento significativo dei tassi d'interesse potrebbe avere un impatto negativo sul rendimento dei progetti d'investimento futuri del Gruppo.

Al fine di limitare tale rischio, il Gruppo ha messo in atto una politica di copertura dei rischi derivanti da fluttuazioni dei tassi attraverso l'utilizzo di contratti di copertura dei tassi d'interesse Interest Rate Swap (IRS), per gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile.

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; i crediti nei confronti delle società di trading attraverso cui il Gruppo operano sono pari a 7,4 milioni di euro al 30 giugno 2025 e pari a 13,3 milioni di euro al 31 dicembre 2024.

Il verificarsi degli eventi oggetto di tali rischi, che è considerato dall'Emittente di bassa probabilità di accadimento, potrebbe avere un impatto negativo sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria dell'Emittente e del Gruppo.

Il Gruppo realizza la vendita di energia elettrica prodotta da tutti i Parchi Eolici principalmente 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.

Il Gruppo è esposto al rischio che le proprie controparti possano non onorare i crediti maturati dalle società del Gruppo; e un eventuale ritardato o mancato versamento degli importi dovuti potrebbe comportare una crisi di liquidità del Gruppo con conseguenti difficoltà da parte dello stesso a far fronte agli oneri, anche finanziari, dovuti ed effetti negativi significativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Inoltre, qualora i rapporti in essere con le società di trading si dovessero deteriorare, il Gruppo potrebbe dover decidere di risolvere i contratti di vendita di energia elettrica in essere. Ove ciò si verificasse, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nell'individuazione di controparti con adeguato standing nonché nella negoziazione di termini e condizioni egualmente vantaggiosi rispetto agli accordi di cui è parte, con conseguenti effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Rischi connessi al tasso di cambio

Il rischio di variazione connessa al tasso di cambio delle valute diverse dall'euro con cui il Gruppo Alerion opera possono impattare il risultato economico del Gruppo.

Le transazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono contabilizzate, al momento della rilevazione iniziale, al tasso di cambio a pronti in essere alla data dell'operazione. Successivamente, le attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono convertite usando il tasso di cambio di chiusura, in un momento differente rispetto a quando sono state definite le condizioni contrattuali sottostanti alle transazioni stesse.

Le attività e le passività non monetarie denominate in valuta, iscritte al fair value, sono convertite utilizzando il tasso di cambio alla data di determinazione del fair value. Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono rilevate a Conto economico.

Rischi connessi alla salute, sicurezza e ambiente

Il Gruppo è esposto al rischio di poter incorrere in sanzioni derivanti dal mancato rispetto della normativa in materia di salute, sicurezza e ambiente.

In particolare, il Gruppo Alerion è tenuto all'osservanza di leggi e regolamenti (a titolo esemplificativo, il D.Lgs. n. 106 del 3 agosto 2009 e il D. Lgs. n. 81 del 9 aprile 2008) relativi alla salute e alla sicurezza sul luogo di lavoro, in quanto le attività svolte dal Gruppo sono soggette al possibile verificarsi di incidenti che possono avere ripercussioni sul personale impiegato e/o sull'ambiente.

Con riferimento alla salute e sicurezza sul luogo di lavoro, Alerion opera in conformità a quanto previsto dal D.lgs 81/08, dal D.lgs 106/09 ed in particolare in conformità alla norma ISO 45001:2018, certificata per l'attività di "Produzione di energia elettrica da fonte eolica. Servizi di esercizio e manutenzione tramite imprese terze di impianti per la produzione di energia elettrica da fonte eolica". Il certificato di conformità n° 9192.ALEN è stato rinnovato in data 21/12/2023.

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, Anglona, Dotto, Enermac, Naonis (ora Alperion), Callari, Ordona, Grottole, Ricigliano e Campidano godono di una tariffa incentivante e, per i sei mesi conclusi al 30 giugno 2025, il 11% dei ricavi operativi del Gruppo è riconducibile ai programmi di incentivazione nazionale; il rapporto era invece pari al 14% nel medesimo periodo del 2024, che includeva un andamento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica verificatasi nell'esercizio antecedente (2023) migliore rispetto al 2024 influenzando positivamente pertanto il valore dell'incentivo cosiddetto "GRIN" per l'anno successivo 2025.

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.

Il verificarsi degli eventi oggetto di tali rischi, che è considerato dall'Emittente di bassa probabilità di accadimento, potrebbe avere un impatto negativo estremamente significativo sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria dell'Emittente e del Gruppo.

Tutti i parchi eolici italiani del Gruppo già in esercizio hanno beneficiato del regime di incentivazione dei c.d. "certificati verdi" che ha consentito loro di ottenere un numero di certificati verdi proporzionale all'elettricità generata, venduta poi al GSE ad un prezzo basato su una percentuale del prezzo di mercato dell'elettricità all'ingrosso sul mercato italiano. A seguito di una modifica legislativa approvata nel 2011 ai sensi del D. Lgs. N. 28/2011 e del relativo Decreto Ministeriale

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

del 6 luglio 2012, il regime di incentivazione dei certificati verdi è terminato a partire dal 1° gennaio 2016 e, conseguentemente, i Parchi Eolici che hanno beneficiato del regime di incentivazione dei certificati verdi sono passati, a seguito della stipula di apposita convenzione con il GSE, ad un sistema di tariffe incentivanti per il periodo di vita rimanente del Parco Eolico, compreso tra uno ed otto anni a seconda del Parco.

Rischio prezzo delle commodities

Il Gruppo è esposto primariamente al rischio di volatilità dei prezzi legati all'energia elettrica, ovvero al rischio di prezzo relativo alla variabilità di futuri ricavi da vendite di energia elettrica per effetto dell'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 il valore della componente di rischio legata ai ricavi da vendite di energia elettrica altamente probabili, attraverso la negoziazione di Commodity Swap.

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%, rimborsata il 31 gennaio 2025, ii) quella emessa in data 3 novembre 2021 al tasso fisso del 2,25, iii) quella emessa in data 17 maggio 2022 al tasso fisso del 3,5% iv) quella sottoscritta il 12 dicembre 2023 al tasso fisso del 6,75% ed infine v) l'ultima in ordine di tempo sottoscritta l'11 dicembre 2024 al tasso fisso del 4,75%. 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.

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 Semestrale, 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.
• Il management valuta gli andamenti economico gestionali utilizzando misure che escludono delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items), ritenendo che tali misure di performance permettano un'analisi dell'andamento dei business più immediata, assicurando una migliore comparabilità dei risultati. Tali componenti – special items - si riferiscono ad una serie di oneri e proventi che il management valuta non correlati alla gestione industriale e sono declinati rispettivamente al lordo ed al netto dell'effetto fiscale.

Di seguito sono riportati gli indicatori alternativi di performance contenuti nella presente relazione finanziaria semestrale, contestualmente con la riconciliazione dei relativi importi:

i Ricavi Operativi adjusted sono i ricavi operativi, come previsti negli schemi di Bilancio, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);

gli Altri Ricavi adjusted sono gli Altri ricavi, come previsti negli schemi di Bilancio, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);

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.

il Margine Operativo Lordo (EBITDA) adjusted il margine operativo lordo, come sopra definito, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);

L'EBITDA Margin è un indicatore della performance operativa calcolato rapportando il Margine operativo lordo adjusted e i Ricavi della gestione caratteristica di ogni singolo business;

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

il Risultato operativo netto (EBIT) adjusted è il risultato operativo netto, indicato esplicitamente come subtotale negli schemi di Bilancio, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items) e con la riclassifica degli impatti legati all'applicazione dell'IFRS 16;

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 dei prestiti obbligazionari emessi dal Gruppo.

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.

Gli special item includono componenti reddituali significative aventi natura non usuale. Tra queste sono considerati:

• proventi ed oneri legati ad eventi il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero quelle operazioni che non si ripetono nel consueto svolgimento dell'attività;
• proventi ed oneri legati ad eventi non caratteristici della normale attività del business, quali gli oneri di ristrutturazione e ambientali;
• plusvalenze e minusvalenze legate alla dismissione di asset che non appartengono espressamente a strategie di business messe in atto dal management;
• le svalutazioni significative rilevate sugli asset a seguito degli impairment test;
• i proventi e gli oneri relativi alla quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura.

Special Items (milioni di euro)	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Proventi (oneri) finanziari - quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse	0	(0,3)	a
Effetto fiscale correttivo	0	0,1
Totale Special Items	0	(0,2)

a la voce Proventi (oneri) finanziari nel primo semestre 2024 includeva la quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura per 0,3 milioni di euro. Nel primo semestre 2025 non si rilevano impatti da inefficacia dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura.

Gli effetti sopra descritti hanno comportato anche la rilevazione degli effetti fiscali correlati.

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato	Reported		Adjusted
(Valori in Milioni di Euro)	I Semestre 2025	Special items	I Semestre 2025
Ricavi operativi	66,3	0,0	66,3
Altri ricavi	11,3	0,0	11,3
Ricavi	77,6	0,0	77,6
Costo delle risorse umane	(8,1)	0,0	(8,1)
Altri costi operativi	(18,6)	0,0	(18,6)
Accantonamenti per rischi	(0,1)	0,0	(0,1)
Costi operativi	(26,8)	0,0	(26,8)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	1,0	0,0	1,0
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	51,8	0,0	51,8
Ammortamenti e svalutazioni	(26,3)	0,0	(26,3)
Risultato Operativo (EBIT)	25,5	0,0	25,5
Proventi (oneri) finanziari	(15,8)	0,0	(15,8)
Risultato ante imposte (EBT)	9,7	0,0	9,7
Imposte	(3,9)	0,0	(3,9)
Risultato Netto	5,8	0,0	5,8
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0,6	0,0	0,6
Risultato Netto di Gruppo	5,2	0,0	5,2

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato	Reported		Adjusted
(Valori in Milioni di Euro)	I Semestre 2024	Special items	I Semestre 2024
Ricavi operativi	81,5	0,0	81,5
Altri ricavi	9,8	0,0	9,8
Ricavi	91,3	0,0	91,3
Costo delle risorse umane	(6,5)	0,0	(6,5)
Altri costi operativi	(19,9)	0,0	(19,9)
Costi operativi	(26,4)	0,0	(26,4)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	0,9	0,0	0,9
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	65,8	0,0	65,8
Ammortamenti e svalutazioni	(26,9)	0,0	(26,9)
Risultato Operativo (EBIT)	38,9	0,0	38,9
Proventi (oneri) finanziari	(10,8)	(0,3)	(11,1)
Risultato ante imposte (EBT)	28,1	(0,3)	27,8
Imposte	(10,2)	0,1	(10,1)
Risultato Netto	17,9	(0,2)	17,7
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0,3	0,0	0,3
Risultato Netto di Gruppo	17,6	(0,2)	17,4

EVENTI SOCIETARI

Si rimanda a quanto descritto nel paragrafo "Fatti di Rilievo avvenuti nel corso dell'esercizio".

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 2025

Non vi sono eventi di rilievo da segnalare dopo il 30 giugno 2025.

Prevedibile evoluzione della gestione

Nel corso del secondo semestre, il Gruppo proseguirà le attività di costruzione di nuovi impianti eolici e fotovoltaici, sia in Italia sia in Romania. Tali iniziative si inseriscono nell'ambito del piano di crescita organica previsto dal piano industriale e sono destinate a generare un incremento della capacità produttiva installata, con effetti attesi entro la fine dell'esercizio.

Per la seconda parte dell'anno si prevede inoltre un progressivo miglioramento delle condizioni anemologiche, tale da consentire un recupero rispetto alle criticità riscontrate nel primo trimestre.

In tale contesto, si conferma il target di EBITDA consolidato per l'esercizio 2025 pari a circa 200 milioni di euro, come comunicato in data 13 marzo 2025. Tale obiettivo risulta confermato grazie al maggior contributo atteso dall'operazione

di equity recycling attualmente in corso che si prevede possa compensare l'eventuale minore apporto degli impianti in full ownership, penalizzati dalla scarsa ventosità registrata soprattutto nel primo trimestre dell'anno.

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 15 aprile 2025, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 7 maggio 2025 con stacco in data 5 maggio 2025 della cedola n. 14, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,61 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 32,7 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 2025 la Società detiene n. 639.131 azioni proprie. Il numero si è decrementato rispetto alla chiusura del 2024 ed è corrispondente al 1,1786% del capitale sociale. Nell'ambito dell'autorizzazione all'acquisto deliberata dall'Assemblea degli Azionisti in data 15 aprile 2025, alla data del 30 luglio 2025 non sono state acquistate ulteriori azioni proprie.

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

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

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

I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2025 risultano pari a 222 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

	Consistenza al 31.12.2024	Incrementi	Decrementi	Consistenza al 30.06.2025	Consistenza media del periodo
Dirigenti	4	2	0	6	6
Quadri e Impiegati	126	21	(12)	135	134
Operai	74	13	(6)	81	79
Totale dipendenti	204	36	(18)	222	219

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

		Età media	Laureati
		Al 31.12.2024 Al 30.06.2025 Al 31.12.2024 Al 30.06.2025
Dirigenti	52	48	4	6
Quadri e Impiegati	37	37	92	94
Operai	34	33	0	0
Media	36,3	36,2	96	100

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 2025

Bilancio consolidato semestrale abbreviato

Prospetti contabili consolidati	33
Note Esplicative	40
Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato	102
Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato	103

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

ATTIVITÀ

(valori in Euro migliaia)	Note	30.06.2025	di cui Parti correlate	31.12.2024	di cui Parti correlate
ATTIVITA' NON CORRENTI:
Attività immateriali	4	286.986		266.102
Attività materiali (immobili, impianti e macchinari)	5	615.802		590.270
Partecipazioni in joint venture ed imprese collegate	6	68.754		71.989
Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti	18	57.909	47.426	40.498	38.701
Crediti non correnti per strumenti derivati	23	2.814		2.663
Crediti vari e altre attività non correnti	7	1.913		1.116
Attività per imposte anticipate	33	24.765		27.428
TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI		1.058.943		1.000.066
ATTIVITA' CORRENTI:
Rimanenze	8	18.655		17.416
Crediti commerciali	9	14.874	6.473	22.574	7.647
Crediti tributari	10	4.183	287	9.350	1.086
Crediti vari e altre attività correnti	11	62.530	1.630	55.404	2.715
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	19	73.786		70.685	500
Crediti correnti per strumenti derivati	23	3.222		751
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	20	254.148		515.871
TOTALE ATTIVITA' CORRENTI		431.398		692.051
TOTALE ATTIVITA'		1.490.341		1.692.117

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO

			di cui		di cui
			Parti		Parti
(valori in Euro migliaia)	Note	30.06.2025	correlate	31.12.2024	correlate
PATRIMONIO NETTO DI PERTINENZA DEL
GRUPPO	16	342.822		366.720
PATRIMONIO NETTO DI PERTINENZA DI TERZI	16	6.659		5.938
PASSIVITA' NON CORRENTI:
Passività finanziarie non correnti	21	895.807	22.112	873.061	22.814
Debiti non correnti per strumenti derivati	23	280		323
TFR ed altri fondi relativi al personale	24	1.756		1.565
Fondo imposte differite	33	46.191		46.977
Fondi per rischi ed oneri futuri	25	10.633		10.328
Debiti vari ed altre passività non correnti	12	19.613		20.268
TOTALE PASSIVITA' NON CORRENTI		974.280		952.522
PASSIVITA' CORRENTI: Passività finanziarie correnti	22	51.217	42	240.996	255
Debiti correnti per strumenti derivati	23	195		6.759
Debiti commerciali correnti	13	66.148	1.669	65.269	1.368
Debiti tributari	14	35.840	2.591	40.745	7.737
Debiti vari ed altre passività correnti	15	13.180	299	13.168	87
TOTALE PASSIVITA' CORRENTI		166.580		366.937
TOTALE PASSIVITA'		1.140.860		1.319.459
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		1.490.341		1.692.117

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE

(valori in Euro migliaia)	Note	I Semestre 2025	di cui Parti correlate	I Semestre 2024	di cui Parti correlate
Vendite energia elettrica		59.225	21.441	70.359	18.458
Ricavi da tariffa incentivante		7.073		11.183
Ricavi Operativi	27	66.298		81.542
Altri ricavi e proventi diversi	28	11.337	3.755	9.816	3.549
Totale Ricavi		77.635		91.358
Costi operativi
Costi del personale		8.041		6.521
Altri costi operativi		18.610	1.744	19.914	1.152
Accantonamenti per rischi		136		37
Totale Costi operativi	29	26.787		26.472
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		951		922
Ammortamenti		26.313		26.937
Totale ammortamenti e svalutazioni	30	26.313		26.937
RISULTATO OPERATIVO		25.486		38.871
Proventi finanziari		5.582		8.663
Oneri finanziari		(22.426)		(19.657)
Proventi (oneri) finanziari	31	(16.844)	(539)	(10.994)	(465)
Proventi (oneri) da partecipazioni ed altre	32	1.026	763	214	198
attività finanziarie
RISULTATO ANTE IMPOSTE		9.668		28.091
Correnti		(4.107)		(4.392)
Differite		269		(5.759)
Imposte di periodo	33	(3.838)		(10.151)
RISULTATO NETTO DEL PERIODO		5.830		17.940
Attribuibile a:
Soci della Controllante	34	5.245		17.644
Interessenze di pertinenza di terzi		585		296
RISULTATO PER AZIONE (ammontari in € per azione)
Base, per risultato netto del periodo attribuibile
agli azionisti ordinari della capogruppo		0,10		0,33
RISULTATO PER AZIONE DA ATTIVITA' DI
FUNZIONAMENTO
Base, per risultato netto del periodo derivante dall'attività di funzionamento attribuibile agli azionisti ordinari della capogruppo		0,10		0,33

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE

	I	I
	Semestre	Semestre
(valori in Euro migliaia)	2025	2024
RISULTATO NETTO DI PERIODO (A)	5.830	17.940
Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge	9.327	(11.155)
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge	(2.606)	3.141
Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge	23	0
relativa a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge relativo a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(6)	0
Utili/(perdite) da valutazione a fair value di attività finanziarie valutate al fair
value rilevato tra le altre componenti di conto economico complessivo	1.334	(1.085)
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	(372)	303
economico complessivo Utili/(perdite) da differenze di cambio da conversione di bilanci in moneta diversa
dall'euro	(4.633)	0
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da differenze di cambio da conversione di	825	0
bilanci in moneta diversa dall'euro
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b1)	3.892	(8.796)
Utili/(perdite) attuariali da piani a benefici definiti rilevati in conformità con lo IAS	(62)	86
19
Effetto fiscale relativo agli Utili/(perdite) attuariali (IAS 19)	17	(24)
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che non saranno successivamente	(45)	62
riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b2)
Totale Altri utili/(perdite) complessivi al netto dell'effetto fiscale (b1) + (b2) = (B)	3.847	(8.734)
TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO (A) + (B)	9.677	9.206
	9.092	8.910
Attribuibile ai Soci della Controllante Attribuibile a Interessenze di pertinenza di terzi	585	296
TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO	9.677	9.206

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE

		I Semestre	di cui Parti	I Semestre	di cui Parti
(valori in Euro migliaia)	Note	2025	correlate	2024	correlate
A. Flussi finanziari dell'attività operativa
Utile (perdita) del periodo attribuibile a:
Soci della Controllante		5.245		17.644
Interessenze di pertinenze di terzi		585		296
Rettifiche per:
Ammortamenti e svalutazioni	30	26.313		26.937
(Proventi) / Oneri finanziari e da partecipazioni	31 32	15.818		10.780
Imposte correnti del periodo	33	4.107		4.392
Variazione delle part.ni valutate con il metodo del patrimonio netto		(951)		(922)
Pagamenti basati su azioni		143		300
Incremento (decremento) fondo trattamento di fine rapporto	24	129		183
Incremento (decremento) fondo rischi ed oneri	25	(469)		(2.384)
Incremento (decremento) imposte differite	33	(259)		5.807
Totale flussi finanziari da gestione corrente		50.661		63.033
(Incremento) decremento delle rimanenze	8	(1.239)		(2.427)
(Incremento) decremento dei crediti commerciali ed altre attività	9 10 11	5.558	2.259	(10.220)	(6.515)
Incremento (decremento) dei debiti commerciali ed altre passività	13 14 15	(17.403)	(4.634)	(31.796)	(2.798)
Imposte sul reddito corrisposte	33	(535)		2.884
Totale flussi finanziari da variazione circolante		(13.619)		(41.559)
Totale flussi finanziari da attività operativa		37.042		21.474
B. Flussi finanziari da attività di investimento
Corrispettivo pagato per l'acquisto di partecipazioni in imprese		0		(5.617)
controllate
(Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni immateriali	4	(26.573)		(11.224)
(Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni materiali	5	(37.315)		(31.399)
Variazione debiti relativi all'attività di investimento		6.635		4.339
Dividendi incassati da part.ni valutate con il metodo del patrimonio netto	6	4.310		5.077
Totale flussi finanziari da attività di investimento		(52.943)		(38.824)
C. Flussi finanziari da attività di finanziamento
	18 19
Variazione netta dei debiti /crediti finanziari	21 22	(25.336)		2.740
Variazione netta delle passività per Lease	21 22	(17)		644
Variazione netta degli strumenti derivati	23	101		0
(Decremento) debiti vs. banche	21 22	(32.309)		(22.916)
Incremento debiti vs. banche	21 22	44.222		42.800
Incremento (decremento) debiti vs. obbligazionisti	22 23	(182.500)		0
Acquisto di Azioni Proprie	16	0		(4.287)
Dividendi corrisposti	16	(32.777)		(32.919)
Oneri finanziari netti corrisposti	31	(17.412)		(11.332)
Totale flussi finanziari da attività di finanziamento		(246.028)		(25.270)
D. Flussi finanziari del periodo (A+B+C)		(261.929)		(42.620)
E. Disponibilità liquide all'inizio del periodo	20	515.871		343.162
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni
sulle disponibilità liquide ed equivalenti		206		0
F. Disponibilità liquide alla fine del periodo (D+E)	20	254.148		300.542

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO

Periodo di 6 mesi chiuso al 30 giugno 2025

	Capitale sociale	Riserva azioni proprie	Riserva sovrappre zzo	Riserve di risultato	Riserva di Cash flow hedge	Patrimoni o netto attribuibil e ai Soci della controllan te	Interesse nze di pertinenz a di terzi	Totale patrimoni o netto
Saldo al 01 gennaio 2025	161.137	(16.602)	21.400	203.255	(2.470)	366.720	5.938	372.658
Risultato netto del periodo	0	0	0	5.245	0	5.245	585	5.830
Altri utili (perdite) complessivi	0	0	0	(2.891)	6.721	3.830	0	3.830
Altri utili (perdite) complessivi da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	0	0	0	0	17	17	0	17
Totale Utile/(perdita) complessiva	0	0	0	2.354	6.738	9.092	585	9.677
Dividendi accertati e/o distribuiti	0	0	0	(32.690)	0	(32.690)	(122)	(32.812)
Assegnazione di azioni proprie	0	703	0	(703)	0	0	0	0
Riserva piani di incentivazione basati su azioni	0	0	0	143	0	143	0	143
Altre variazioni	0	0	0	(443)	0	(443)	258	(185)
Saldo al 30 giugno 2025	161.137	(15.899)	21.400	171.916	4.268	342.822	6.659	349.481

Per le informazioni relative alle singole voci si veda la nota "16" "Patrimonio Netto".

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO

Periodo di 6 mesi chiuso al 30 giugno 2024

	Capitale sociale	Riserva azioni proprie	Riserva sovrappre zzo	Riserve di risultato	Riserva di Cash flow hedge	Patrimoni o netto attribuibil e ai Soci della controllan te	Interesse nze di pertinenz a di terzi	Totale patrimoni o netto
Saldo al 01 gennaio 2024	161.137	(12.582)	21.400	141.249	9.636	320.840	5.885	326.725
Risultato netto del periodo	0	0	0	17.644	0	17.644	296	17.940
Altri utili (perdite) complessivi	0	0	0	(720)	(8.014)	(8.734)	0	(8.734)
Totale Utile/(perdita) complessiva	0	0	0	16.924	(8.014)	8.910	296	9.206
Dividendi accertati e/o distribuiti	0	0	0	(32.658)	0	(32.658)	(106)	(32.764)
Acquisti di azioni proprie	0	(4.287)	0	0	0	(4.287)	0	(4.287)
Assegnazione di azioni proprie	0	267	0	(267)	0	0	0	0
Riserva piani di incentivazione basati su azioni	0	0	0	300	0	300	0	300
Altre variazioni	0	0	0	8	0	8	0	8
Saldo al 30 giugno 2024	161.137	(16.602)	21.400	125.556	1.622	293.113	6.075	299.188

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 2025. 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 2024.

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 2025 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 30 luglio 2025.

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, 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 particolari fenomeni 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 patrimoniale-finanziaria 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.

2.1 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

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

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 2024.

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 in considerazione del perdurante conflitto tra Ucraina e Russia che ha ulteriormente aumento il livello di incertezza sui mercati internazionali che delle 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 2024 ad eccezione dei principi contabili, emendamenti e interpretazioni che sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2025, descritti in seguito.

2.2 MODIFICHE E NUOVI PRINCIPI ED INTERPRETAZIONI

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2025

I seguenti principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2025:

• Con il Regolamento (UE) n. 2024/2862 del 12 novembre 2024, la Commissione Europea ha omologato il documento "Impossibilità di cambio (Modifiche allo IAS 21 Effetti delle variazioni dei cambi delle valute estere)", pubblicato dallo IASB il 15 agosto 2023. Le modifiche allo IAS 21 introducono un approccio strutturato in due fasi per valutare se una valuta è scambiabile e, in caso contrario, per determinare il tasso di cambio a pronti da utilizzare. Tale approccio si applica nei casi in cui restrizioni governative o limiti operativi impediscono la libera convertibilità della valuta.

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

Titolo Documento	Data pubblicazione	Entrata in Vigore	Regolamento UE
Modifica alla classificazione e valutazione degli strumenti finanziari (Modifiche all'IFRS 9 e IFRS 7)	30 mag 2024	1 gen 2026	(EU) 2025/1047 28 maggio 2025
Contratti collegati all'energia elettrica dipendente dalla natura (Modifiche all'IFRS 9 e all'IFRS 7)	18 dic 2024	1 gen 2026	(EU) 2025/1266 1° luglio 2025
Ciclo annuale di miglioramenti ai principi contabili IFRS - Volume 11 (Modifiche allo IAS 7 e all'IFRS 1, 7, 9, 10)	18 lug 2024	1 gen 2026	(EU) 2025/1331 10 luglio 2025
IFRS 18 Presentazione e informazioni integrative nel bilancio	9 apr 2024	1 gen 2027	Omologazione in corso
IFRS 19 Entità controllate senza 'public accountability': informazioni integrative	9 mag 2024	1 gen 2027	Omologazione non ancora attivata

3. AREA DI CONSOLIDAMENTO

Si segnala la variazione del perimetro di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2024 per effetto delle seguenti operazioni:

ITALIA

• Fri-El Ichnusa S.r.l.: con atto di fusione per incorporazione del 10 dicembre 2024 a partire dal 1 gennaio 2025 ha effetto l'operazione di fusione per incorporazione c.d. inversa, in base alla quale la società Fri-El Ichnusa S.r.l., di cui in precedenza Alerion Clean Power S.p.A. deteneva il 100% delle quote sociali, è stata incorporata nella sua controllata Fri-El Campidano S.r.l..

Pertanto, a partire dal 1 gennaio 2025 la società Fri-el Campidano S.r.l. è controllata al 100% da Alerion Clean Power S.p.A.

• Fri-El Nulvi Holding S.r.l.: con atto di fusione per incorporazione del 10 dicembre 2024 a partire dal 1 gennaio 2025 ha effetto l'operazione di fusione per incorporazione c.d. inversa, in base alla quale la società Fri-El Nulvi Holding S.r.l., di cui in precedenza Alerion Clean Power S.p.A. deteneva il 90% delle quote sociali, è stata incorporata nella sua controllata Fri-El Anglona S.r.l..

Pertanto, a partire dal 1 gennaio 2025 la società Fri-el Anglona S.r.l. è controllata al 90% da Alerion Clean Power S.p.A.

• Fri-El Basento S.r.l.: con atto di fusione per incorporazione del 10 dicembre 2024 a partire dal 1 gennaio 2025 ha effetto l'operazione di fusione per incorporazione, in base alla quale la società Fri-El Basento S.r.l. (detentrice del 100% delle quote di Grottole S.r.l.), è stata incorporata nella sua controllante FW Holding S.r.l.. Pertanto, a partire dal 1 gennaio 2025 la società Fri-el Grottole S.r.l. è controllata al 100% da FW Holding S.r.l.
• Alerion San Marco S.r.l.: in data 9 maggio 2025 il gruppo Alerion ha perfezionato l'acquisto della totalità delle quote sociali; la società è controllata al 100% da Alerion Clean Power S.p.A.;
• Eolo Energie Bivona S.r.l.: in data 10 giugno 2025 il gruppo ha acquisito il 100% delle quote; la società è controllata al 100% da Alerion Clean Power S.p.A.;
• Licodia Eubea Solar S.r.l.: in data 16 giugno 2025 è stata costituita la società, mediante atti di scissione parziale da parte di Fri El Solar S.r.l., controllata al 100% da Alerion Clean Power S.p.A.;
• Masseria Ciminiera S.r.l. in data 16 giugno 2025 è stata costituita la società, mediante atti di scissione parziale da parte di Fri El Solar S.r.l., controllata al 100% da Alerion Clean Power S.p.A.;

ROMANIA

• New Energy PV S.r.l.: in data 21 febbraio 2025 il gruppo ha acquisito il 100% delle quote sociali; la società è controllata al 100% da Alerion Energy RO S.r.l.;
• Draghiescu Partners S.r.l.: A far data 21 febbraio 2025 il gruppo Alerion ha acquisito la totalità delle quote della società, di cui precedentemente deteneva il 90%. A partire dal 21 febbraio 2025 il gruppo detiene il 100% delle quote della società, tramite la propria controllata Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l..

	I Semestre 2025	al 30 giugno 2025	I Semestre 2024	al 31 dicembre 2024
	Medi	Puntuali	Medi	Puntuali
RON Nuovo Leu - (Romania)	5,0041	5,0785	4,9743	4,9743
Nuovo Lev Bulgaria	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558
Sterlina britannica	0,8423	0,8555	0,8547	0,8292

Si riportano di seguito i valori delle valute del Gruppo al 30 giugno 2025:

Conversione dei bilanci in valuta

Nel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le attività e le passività sono espressi in euro, che rappresenta la valuta di presentazione della Capogruppo.

Ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato, i bilanci delle società consolidate con valuta funzionale diversa da quella di presentazione del Bilancio consolidato, sono convertiti in euro applicando alle attività e passività, inclusi l'avviamento e le rettifiche effettuate in sede di consolidamento, il tasso di cambio in essere alla data di chiusura dell'esercizio e alle voci di Conto economico il cambio medio dell'esercizio a condizione che approssimi i tassi di cambio in essere alla data delle rispettive operazioni.

Le relative differenze cambio sono rilevate direttamente a patrimonio netto e sono esposte separatamente in un'apposita riserva dello stesso; tale riserva è riversata proporzionalmente a Conto economico al momento della cessione (parziale o totale) della partecipazione.

Nella tabella seguente si riporta l'area di consolidamento al 30 giugno 2025.

i i D e n o m n a z o n e	d S e e	Ca ita le p G LS RV VH VV R ia le so c d ire in d ire tto tto ( / 0 0 0 )			Im d ire tta de te nt ice p re sa r de l la ip ion te p ar c az e in d ire tta
			d ire tto	in d ire tto
à S i l l l i d t t t t o c e c o n r o a e c o n s o a e s	d i l d i l t t e c o n o m e o o n e g r a e
Ale rio n C lea S.p n P .A. ow er -	Mil Vi a R ato Fu cin i 4 an o - en	16 37 1.1
Ale rio l E .l. in liq uid ion n R sta te S.r ea az e -	ilan M Vi a R ato Fu cin i 4 o - en	90	100 00 ,
Ale rio izi ici vil r.l n S Te e S S. erv cn up po -	ilan M Vi a R ato Fu cin i 4 o - en	100	100 00 ,
Ale rio n B ioe S. r.l . in liq uid ion ne rgy az e -	M ilan Vi a R ato Fu cin i 4 o - en	10	100 00 ,
Fri l A lba o S l. ret e-e .r. -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no za ran	10	100 00 ,
Eo lic a P M S.r .l. -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no za ran	20	100 00 ,
Gr Sa rde a S l. n E ee ne rgy gn .r. -	Mil Vi a R ato Fu cin i 4 an o - en	10	100 00 ,
Ale rio n S in S.L pa -	Ca lle An li, 31 – 0 80 17 Ba lon Sp g rce a, ag na	100	51 00 ,
Co mi oli SL U ca -	Ca lle An li, 31 – 0 80 17 Ba lon Sp g rce a, ag na	2.5 00		100 00 ,	Ale rio n S in S.L pa
Ale rio n I be ria SL -	Ca lle An li, 31 – 0 80 17 Ba lon Sp g rce a, ag na	50	100 00 ,
Fri -el Ca ida S. r.l mp no -	lza de l G o 3 Bo - P iaz no za ran	100	100 00 ,
Fri -El lon l. An a S g .r. -	lza de l G Bo - P iaz o 3 no za ran	100	90 00 ,
old ing r.l FW H S. -	lza de l G Bo - P iaz o 3 no za ran	100	100 00 ,
Fri -el Ri cig lia S. r.l no -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no za ran	10		100 00 ,	FW Ho ldin S.r .l. g
Fri -el G tol e S l. rot .r. -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no za ran	50		100 00 ,	FW Ho ldin S.r .l. g
An ind S. r.l em os w -	M ilan Vi a R Fu cin i 4 ato o - en	50	100 00 ,
Or do ia S.r .l. En na erg -	ilan M Vi a R ato Fu cin i 4 o - en	43 5	100 00 ,
lla ri S l. Ca .r. -	ilan M Vi a R ato Fu cin i 4 o - en	1.0 00	100 00 ,
Mi S. r.l ne rva -	Mil Vi a R ato Fu cin i 4 an o - en	14	100 00 ,
Eo lo S.r .l. -	M ilan Vi a R Fu cin i 4 ato o - en	75 0	100 00 ,
Pa Eo lic o L ico dia Eu be a S l. rco .r. -	Mil Vi a R Fu cin i 4 ato an o - en	100	80 00 ,
S. r.l Do tto -	ilan Vi cin i 4 M a R ato Fu o - en	10	100 00 ,
Wi nd ud r.l Po r S S. we -	Mil Vi a R ato Fu cin i 4 an o - en	10	100 00 ,
l. Re Sa n M o S ne rgy arc .r. -	ilan M Vi a R ato Fu cin i 4 o - en	108	100 00 ,
Kr W ind S. r.l up en -	M ilan Vi a R Fu cin i 4 ato o - en	10	100 00 ,
Fu cin i4 S.r .l. -	M ilan Vi a R Fu cin i 4 ato o - en	10	100 00 ,
d W ind S. r.l . in liq uid ion Au u-B Fa se oro rm az e -	O rad - C Sq 4th flo ho r C eta tii . 1 Bi nty ea ua re no or, ou ,	0, 2 R ON		100 00 ,	Ale ia S rio n R .A. om an
Ale rio ia . in liq uid ion n R S.A om an az e -	rad 4th flo ho O - C eta tii Sq . 1 Bi r C nty ea ua re no or, ou ,	100 RO N	95 00 ,
				5, 00	Ale rio n B ioe S. r.l. in liq uid ne rgy
Dr hie u P art S.r .l. ag sc ne rs -	Bu est Ca lea Fl . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	0, 3 R ON		100 00 ,	Ale rio n S izi Te cni ci e Sv ilup erv po S.r .l.
Ale rio n B ulg ari a O OD -	So fia - 6 th Se vri St 6A Sre det z R ion tem p r., eg ,	90 LE V	92 50 ,
Wi nd OO En D erg y -	So fia - 6 th Se St 6A tem vri p r.,	2.3 75 LE V		00 51 ,	ind S. r.l. Kru n W pe
Wi nd St OO D rea m -	fia th So - 6 Se tem vri St 6A p r.,	2.3 19 LEV		51 00 ,	ind r.l. Kru n W S. pe
Wi nd Sy ste O OD ms -	fia So - 6 th Se tem vri St 6A p r.,	2.2 90 LE V		51 00 ,	Kru n W ind S. r.l. pe
Wi nd Po r 2 O OD we -	So fia - 6 th Se vri St 6A tem p r.,	2.3 12 LEV		51 00 ,	Kru n W ind S. r.l. pe
Ale rio n E RO S. r.l ne rgy -	Bu Ca lea Fl . 1 75 Par B, Pia 3, Se 1 est te tto car ore asc a n no re , ,	10 RO N	100 00 ,
Ale rio ab le r.l n R RO S. en ew -	Str ad Co Pi Uff icio Se Bu est a P a P etr . 5 B, o 4 41 1, tto car op e n rpo an re , , , 2	0 RO 75 .77 N	51 00 ,
.l. Fra rt S.r vo -	lea Fl Bu est Ca . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale r.l. rio n E RO S. ne rgy

Pagina | 44

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

i i D e n o m n a o n e z	S d e e	Ca ita le p ia le so c ( / ) 0 0 0	G d ire tto	LS RV VH R VV in d ire tto	Im d ire de ice tta te nt p re sa r de l la te ip ion p ar c az e in d ire tta
Tre lzo S. r.l ma -	Bu est Ca lea Fl . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale rio n E RO S. r.l. ne rgy
Gr n F oto lta ic Pa S.r .l. ee vo rc -	Bu Ca lea Fl . 1 75 Par B, Pia 3, Se 1 est te tto car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale rio n E RO S. r.l. ne rgy
So lar Li En S.r .l. ve erg y -	Bu Ca lea Fl . 1 75 Par B, Pia 3, Se 1 est te tto car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale rio n E RO S. r.l. ne rgy
ire So lar S. r.l In Pa sp rc -	Ca lea Fl . 1 Pia 3, Se 1 Bu est 75 Par te B, tto car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale rio RO S. r.l. n E ne rgy
Co nti G roj S.r .l. n P ts ree ec -	Ca lea Fl 3, Se Bu est . 1 75 Par te B, Pia tto 1 car ore asc a n no re , ,	2 R ON 4,		100 00 ,	Ale RO S. r.l. rio n E ne rgy
da le .l. Ce S.r ve -	lea Fl Bu est Ca . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale r.l. rio n E RO S. ne rgy
Ca vig n S l. no .r. -	Bu est Ca lea Fl . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 ore a n no re car asc , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale rio n E RO S. r.l. ne rgy
Pre lla S. r.l se ne -	Bu Ca lea Fl . 1 75 Par B, Pia 3, Se 1 est te tto car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale rio n E RO S. r.l. ne rgy
Ve ig lio S. r.l rm -	Bu Ca lea Fl . 1 75 Par B, Pia 3, Se 1 est te tto car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale rio n E RO S. r.l. ne rgy
Vig ola S. r.l na -	Ca lea Fl Pia 3, Se Bu est . 1 75 Par te B, tto 1 car ore asc a n no re , ,	ON 1 R		100 00 ,	Ale rio RO S. r.l. n E ne rgy
Ale rio od ire sti r.l n R O T S. -	lea Fl Bu est Ca . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	50 RO N		100 00 ,	Ale r.l. rio n E RO S. ne rgy
du r.l Fra sta S. -	lea Fl Bu est Ca . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale ab le r.l. rio n R RO S. en ew
Lit a S l. eg os .r. -	Bu est Ca lea Fl . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale rio n R ab le RO S. r.l. en ew
Br ale S. r.l un -	M ilan Vi a R Fu cin i 4 ato o - en	1		100 00 ,	Ale rio n S izi Te cni ci e Sv ilup erv po S.r .l.
rai S. r.l La go -	Ca lea Fl 3, Se Bu est . 1 75 Par te B, Pia tto 1 car ore asc a n no re , ,	ON 1 R		100 00 ,	Ale ab le RO S. r.l. rio n R en ew
Rie l. a S nz .r. -	lea Fl Bu est Ca . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale ab le r.l. rio n R RO S. en ew
ssi rio r.l Pa S. -	lea Fl Bu est Ca . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale ab le r.l. rio n R RO S. en ew
Plo S. r.l se -	Bu est Ca lea Fl . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale rio n E RO S. r.l. ne rgy
Ale rio S.r .l. n I tm ts nv es en -	ilan Vi cin i 4 M a R ato Fu o - en	10	100 00 ,
Ale rio td n U K L -	ol, Old ll R oad mb h, l, Li Ga tew Hjo Ha Bro Wi Re ve rpo ay use oro ug rra gn o , , Un ito	0, 00 1 G BP	100 00 ,
Ale rio n S ice S. r.l erv -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no ran za	100	100 00 ,
Ale rio n S ed da s S l. nu .r. -	lza de l G o 3 Bo - P iaz no za ran	10	100 00 ,
Fri -El G rdi S. r.l ua on ara -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no za ran	10	100 00 ,
Fri -El An zi S.r .l. -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no za ran	50	100 00 ,
bie z S l. Am .r. -	Ca lea Fl . 1 Pia 3, Se 1 Bu est 75 Par te B, tto car ore asc a n no re , ,	1 R ON		100 00 ,	Ale rio RO S. r.l. n E ne rgy
Sa S.r .l. Ma ss or -	Ca lea Fl 3, Se Bu est . 1 75 Par te B, Pia tto 1 car ore asc a n no re , ,	ON 1 R		100 00 ,	Ale RO S. r.l. rio n E ne rgy
Ale rio ice r.l n S RO S. erv -	lea Fl Bu est Ca . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	10		100 00 ,	Ale r.l. rio n S ice S. erv
Bis alt l. a S .r. -	Ti mi Pi ata Vi cto rie i n r.7 3, D, et aj 6, art t soa am era ap am en ra, , c sc ara 21 Jud l T im is etu ,	0, 5 R ON		86 00 ,	Ale r.l. rio n E RO S. ne rgy
Ale rio n I rel d L td an -	Co rk ( IE) Wa fro 1 Ho ns' s Q Uff icio 42 8, T2 3 P PT8 ter nt, rga uay , ,	0, 00 1	100 00 ,
Ale rio n R ari S. r.l ac -	Str ad Co Pi Uff icio 3, Se Bu est a P a P etr . 5 A, o 5 51 tto car op e n rpo an re , , , 2	4, 5 R ON		100 00 ,	Ale rio n E RO S. r.l. ne rgy
Fri -el lar r.l So S. -	lza de l G Bo - P iaz o 3 no za ran	10 00 0 ,	100 00 ,
Ar ol S.r .l. es -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no ran za	10 00 0 ,		100 00 ,	Fri -el So lar S. r.l.
Ec oli s S l. os .r. -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no za ran	10 00 0 ,		100 00 ,	Fri -el So lar S. r.l.
Wi nd Ga lat i S l. En erg y .r. -	Bu Str ad a P a P . 5 Co A, Pi o 5 Uff icio 50 6, Se est etr tto car op e n rpo an re , , , 2	ON 4, 5 R		100 00 ,	Ale RO S. r.l. rio n E ne rgy
bio r.l Pa S. su -	lea Fl 3, Bu est Ca . 1 75 Par te B, Pia Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	ON 1 R		100 00 ,	Ale RO r.l. rio n E S. ne rgy
Ag ira S. r.l -	Mil Vi a R ato Fu cin i 4 an o - en	10 00 0 ,		100 00 ,	Ale ilup rio n S izi Te cni ci e Sv erv po S.r .l.
Ale rio n S . A S.r .l. ta ga -	Mil Vi a R Fu cin i 4 ato an o - en	10 00 0 ,		100 00 ,	Ale rio n S izi Te cni ci e Sv ilup erv po S.r .l.
Ale rio n G o S l. av or ran .r. -	Mil Vi a R Fu cin i 4 ato an o - en	10 00 0 ,		100 00 ,	Ale rio n S izi cni ci e Sv ilup Te erv po S.r .l.
nti ie rde r.l Co En Ve S. erg -	lea Fl Bu est Ca . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	60 RO N		100 00 ,	Ale r.l. rio n E RO S. ne rgy

Pagina | 45

i i D e n o m n a z o n e	S d e e	Ca ita le p ia le so c ( / 0 0 0 )	G d ire tto	LS RV VH VV R in d ire tto	d ire de ice Im tta te nt p re sa r de l la ip ion te p ar c az e in d ire tta
En o W ind d S l. erg pro .r. -	Mu nic ip io Co Vi a Z lelo .79 Sta 3, Pia P, Dis nst ta, tre tto an ore r n nza n. no , Co nst ta an	1 R ON		100 00 ,	Ale rio n E RO S. r.l. ne rgy
ltu k S l. Vu Po r P ru we ar .r. -	Co lelo Sta Mu nic ip io nst ta, Vi a Z .75 7, Pia P, Dis tre tto an ore r n nza n. no , Co nst ta an	ON 1 R		100 00 ,	Ale rio RO S. r.l. n E ne rgy
ltu Wi nd r.l Vu Fa S. rm ru -	Co lelo .79 Sta 3, Mu nic ip io nst ta, Vi a Z Pia P, Dis tre tto an ore r n nza n. no , Co nst ta an	1 R ON		100 00 ,	Ale r.l. rio n E RO S. ne rgy
Va slu i W ind S. r.l -	Bu est i S ect l 1 Ca lea FL OR EA SC A, Nr. 17 5, PA RT EA B, Et aj 3 oru cur ,	4, 5 R ON		100 00 ,	Ale rio n E RO S. r.l. ne rgy
Ale rio n A rle S. r.l na -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no za ran	10 00 0 ,	100 00 ,
S. r.l Ne En PV w erg y -	Fl Se Bu est Via 17 5, Pa rte B, ian o 1 1, tto 1 car ore asc a, nr p re ,	ON 1 R		100 00 ,	Ale RO S. r.l. rio n E ne rgy
Ale rio l. n S M o S an arc .r. -	lza de l G Bo - P iaz o 3 no za ran	10 00 0 ,	100 00 ,
lo ie Biv l. Eo En a S erg on .r. -	Pal eln Pi a C ast o 1 2 erm o - azz uov	10 00 0 ,	100 00 ,
Ma ria Ci mi nie S.r .l.* sse ra -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no za ran	10 00 0 ,	100 00 ,
Lic od ia be a S ola r S l.* Eu .r. -	lza de l G o 3 Bo - P iaz no za ran	10 00 0 ,	100 00 ,

i i D e n o m n a z o n e	d S e e	Ca ita le p ia le so c ( / 0 0 0 )	G LS RV VH VV R		Im d ire de ice tta ten tr p res a de l la art ip ion p ec az e in d ire tta
			d ire tto	In d ire tto
i i i l P t t t a r e c p a z o n v a u a	i l d d l i i t t t t e c o n m e o o e p a r m o n o n e o
ia ia .l. Ec Ca S.r oe ne rg mp an -	( ) - rdi Ce rvi AV Via Ca to, 14 na ra	100	50 00 ,
Ne Gr n M oli S. r.l w ee se -	Na li - Vi a D ioc lez ian 10 7 po o,	10	50 00 ,
S.C . C nia Eo lia S. A. om pa na -	O rad - C tii Sq . 1 4th flo Bi ho r C eta nty ea ua re no or, ou ,	50 1 R ON	49 75 ,
Jim bo lia ind S. r.l W Fa rm -	O rad - C tii Sq . 1 4th flo Bi ho r C eta nty ea ua re no or, ou ,	1 R ON		99 00 ,	S.C . C nia lian a S Eo .A. om pa
lic o S Cr e d el Pa Eo ta rco an oc - io l. Sa Ho e S nn us .r.	iale li 1 48 Be to - V M ari o R oti nev en	40		50 00 ,	Ale n S rio izi Te cni ci e erv ilup .l. Sv S.r po
Tr e T ri E ia S.r .l. or ne rg -	Bo lza - P iaz de l G o 3 no za ran	10 00 0 ,		49 00 ,	Fri -el So lar S. r.l.
Ale rio n C lea n P RO S. r.l ow er -	Bu est Ca lea Fl . 1 75 Par te B, Pia 3, Se tto 1 car ore asc a n no re , ,	34 0 RO 70 , N	49 00 ,
Mi S. r.l toc Pa rtn ers -	%X 9LD 0 DLR Uù WHI 6D 1 3DO R& &R 3L R 6WD 6H HVW QDW WWR FDU DQ HVF X D]] USR DQ Q]D UH	0, 8 R ON		00 75 ,	Ale rio n C lea RO S. r.l. n P ow er
Ph nix Ce S. r.l oe res -	9LD DLR Uù WHI 6D 3DO R& &R 3L R 6WD 6H %X HVW 0 QDW 1 WWR FDU DQ HVF X D]] USR DQ Q]D UH	0, 8 R ON		00 75 ,	Ale n C lea RO S. r.l. rio n P ow er
Ph nix tal l. Ca t S oe ys .r. -	Uù WHI 6D Pal %X HVW 9LD 0 DLR QDW N. 53 o C 1, Co 4, Pi o 2 Sta 4, Se tto 1 FDU DQ HVF X, azz rpo an nza re , ,	0, 8 R ON		75 00 ,	Ale lea r.l. rio n C n P RO S. ow er
Ph nix N t S l. oe es .r. -	WHI %X HVW 9LD 0 DLR Uù 6D QDW N. 53 Pal o C 1, Co 4, Pi o 2 Sta 4, Se tto 1 FDU DQ HVF rpo an nza re X, azz , ,	0, 8 R ON		75 00 ,	Ale rio n C lea n P RO S. r.l. ow er
Ph nix Ge sis S. r.l oe ne -	WHI %X HVW 9LD 0 DLR Uù 6D QDW 1 3DO R& &R 3L R 6WD 6H WWR FDU DQ HVF X D]] USR DQ Q]D UH	0, 8 R ON		75 00 ,	Ale rio n C lea n P RO S. r.l. ow er
Alp eri S. r.l on -	M ilan Vi a R Fu cin i 4 ato o - en	20	50 00 ,
Bio ia S.r .l. en erg -	ilan Vi cin i 4 M a R ato Fu o - en	1		100 00 ,	Alp eri S.r .l. on
rai r.l Ge S. ne -	ilan M Vi a R ato Fu cin i 4 o - en	10		100 00 ,	Alp .l. eri S.r on
l. En c S er ma .r. -	ilan M Vi a R ato Fu cin i 4 o - en	40		100 00 ,	Alp .l. eri S.r on
*O ion e d i sc iss ion e i ia d i d efi niz ion l 3 0 g iug 20 25 pe raz n v e a no

NOTE ESPLICATIVE AL BILANCIO CONSOLIDATO

4. ATTIVITA' IMMATERIALI A VITA DEFINITA

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

(valori in Euro migliaia)	Diritti e concessioni	Costi di sviluppo	Brevetti ed opere d'ingegno	Altre immob. immateriali	Immob. in corso	Totale
Valore netto al 01.01.2024	246.690	15.169	143	52	2.965	265.019
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	4.978	(653)	0	(2)	0	4.323
A seguito di aggregazioni aziendali	0	0	0	0	0	0
Incrementi	2.589	1.340	0	89	8.696	12.714
Decrementi	(717)	0	0	(135)	(48)	(900)
Rettifiche da Impairment Test	(400)	0	0	0	0	(400)
Incrementi per ripristini di valore	1.946	0	0	0	0	1.946
Altre riclassifiche	0	0	0	0	(1.921)	(1.921)
Totale variazione Valore Lordo	8.396	687	0	(48)	6.727	15.762
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	766	79	0	1	0	846
Ammortamenti	(15.064)	(568)	(53)	(22)	0	(15.707)
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	60	2	0	120	0	182
Totale variazione ammortamenti accumulati	(14.238)	(487)	(53)	99	0	(14.679)
Valore lordo al 31.12.2024	345.282	21.015	440	1.680	9.692	378.109
Fondo ammortamento	(104.434)	(5.646)	(350)	(1.577)		0 (112.007)
Valore netto al 01.01.2025	240.848	15.369	90	103	9.692	266.102
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	24.711	0	0	0	0	24.711
Incrementi	1.451	2.015	0	18	2.432	5.916
Decrementi	(2)	(1.861)	0	0	0	(1.863)
Rettifiche da Impairment Test	0	0	0	0	0	0
Differenze di cambio da conversione	(442)	(146)	0	0	0	(588)
Altre riclassifiche	206	978	0	0	(608)	576
Totale variazione Valore Lordo	25.924	986	0	18	1.824	28.752
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	(4)	0	0	0	0	(4)
Ammortamenti	(7.568)	(281)	(15)	(8)	0	(7.872)
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	0	0	0	0	0	0
Differenze di cambio da conversione	8	0	0	0	0	8
Totale variazione ammortamenti accumulati	(7.564)	(281)	(15)	(8)	0	(7.868)
Valore lordo al 30.06.2025	371.206	22.001	440	1.698	11.516	406.861
Fondo ammortamento	(111.998)	(5.927)	(365)	(1.585)		0 (119.875)
Valore netto al 30.06.2025	259.208	16.074	75	113	11.516	286.986

I Diritti e concessioni ammontano a 259.208 migliaia di euro (240.848 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) 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 per 18.360 migliaia di euro riflette prevalentemente l'ingresso nel perimetro di consolidamento integrale del Gruppo delle società Alerion San Marco ed Eolo Energie Bivona S.r.l.

I Costi di sviluppo ammontano a 16.074 migliaia di euro (15.369 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) 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.

Le immobilizzazioni in corso ammontano a 11.516 migliaia di euro, in incremento di 1.824 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2024. Tale incremento è principalmente riferibile alla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia e Romania.

Sono iscritti tra le attività immateriali, secondo le disposizioni contenute nello IAS 38, i costi, inclusivi degli oneri accessori, sostenuti per l'acquisizione di beni e risorse, privi di consistenza fisica, da utilizzare nella produzione di beni o fornitura di servizi, da locare a terzi o da utilizzare per fini amministrativi, a condizione che il costo sia quantificabile in maniera attendibile ed il bene sia chiaramente identificabile e controllato dall'azienda che lo possiede. È iscritto anche l'avviamento, quando acquisito a titolo oneroso. Le attività immateriali acquisite separatamente sono iscritte al costo storico e le spese sostenute successivamente all'acquisto iniziale sono portate ad incremento del costo delle attività immateriali nella misura in cui tali spese sono in grado di generare benefici economici futuri. Le attività immateriali acquisite attraverso operazioni di aggregazione aziendale sono capitalizzate al valore equo alla data di acquisizione.

Le immobilizzazioni aventi vita utile definita sono sistematicamente ammortizzate a quote costanti in ogni singolo periodo per tener conto della residua possibilità di utilizzazione.

L'ammortamento è calcolato in base ad un criterio a quote costanti sulla vita utile stimata delle attività, come segue:

Aliquote ammortamento immobilizzazioni immateriali		Aliquote
Diritti e concessioni	dal 3%	al 4%
Costi di sviluppo	dal 4%	al 5%
Brevetti e opere d'ingegno	dal 10%	al 20%
Altre immob. immateriali		20%

Impairment

Come richiesto dallo IAS 36, la Società valuta 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.

In merito alle residue attività immateriali, nello svolgimento delle analisi di sensitività al 30 giugno 2025, si è fatto riferimento ai risultati consuntivati al termine del primo semestre 2025 rispetto a quanto previsto nei piani approvati e utilizzati nell'ultimo test di impairment a dicembre 2024. Si segnala che nonostante la scarsa ventosità rilevata sui siti nel corso del primo trimestre, compensata in parte dal buon andamento dei prezzi di vendita si è registrato infatti, un positivo andamento economico della gestione nel corso del primo semestre che ha fatto rilevare complessivamente un risultato netto positivo per 5,8 milioni di euro per il periodo in esame.

Le analisi condotte hanno riguardato in particolare:

• l'andamento della curva dei prezzi dell'energia elettrica per l'intero arco di piano ricompreso nelle analisi di impairment annuali. Si segnala che al 30 giugno 2025 la curva dei prezzi mediamente mostra una variazione positiva rispetto a dicembre 2024;

• l'andamento della curva dei tassi di interesse per il primo semestre 2025 e per i successivi periodi. Si segnala che i tassi di interesse sono rimasti in linea con i valori di dicembre 2024, evidenziando inoltre una flessione nel breve periodo, pertanto non si rilevano segnali di riduzione del valore delle attività immateriali;
• la produzione di energia per il periodo interessato. Si segnala che la ventosità presso i siti nel corso del 2025 si è dimostrata non in linea con le medie storiche ed in diminuzione rispetto allo stesso periodo del 2024, tali andamenti sono incorporati nei piani alla base delle analisi di impairment effettuate da Gruppo annualmente;
• Si segnala inoltre che la capitalizzazione di mercato del Gruppo, pari a circa 0,9 miliardi di euro al 30 giugno 2025, evidenzia un valore notevolmente superiore a quello del patrimonio netto contabile alla stessa data, a supporto della tenuta del valore degli asset.

Si segnala, dunque, che in sede di redazione del presente bilancio consolidato semestrale abbreviato, tenuto conto delle analisi sugli indicatori interni ed esterni performate non sono stati identificati indicatori di impairment. Si rimanda alla relazione annuale per le analisi di sensitività svolte sul valore recuperabile delle CGU del Gruppo nell'ipotesi di una riduzione dei prezzi di vendita dell'energia elettrica, di una diminuzione della produzione rispetto alla media storica e di un aumento del tasso di attualizzazione, identificando inoltre quali soglie delle suddette variabili possono portare l'headroom ad annullarsi.

5. ATTIVITA' MATERIALI

Nella tabella seguente sono riportate le variazioni delle Attività materiali:

(valori in Euro migliaia)	Terreno	Fabbricato	Impianti e macchinari	Altri beni	Immobilizz. in corso	Totale
Valore netto al 01.01.2024	29.568	5.576	425.035	2.301	129.291	591.771
Valore Lordo	26.176	5.047	431.063	2.137	78.957	543.380
Variazione area di consolidamento	(1.547)	0	(59.913)	(2)	7.616	(53.846)
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	0	0	0	142	0	142
Incrementi	2.814	484	8.581	487	71.989	84.355
Decrementi	(391)	(1.056)	(2.994)	(20)	(779)	(5.240)
Decrementi per attività fotovoltaiche cedute	0	0	(474)	0	0	(474)
Altre riclassifiche (tra le immobilizzazioni materiali)	0	0	77.114	0	(75.193)	(1.921)
Totale variazione Valore	876	(572)	22.314	607	3.633	26.858
Lordo
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	382	0	7.221	1	0	7.604
Ammortamenti	(1.164)	(320)	(35.613)	(448)	0	(37.545)
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	0	56	1.519	7	0	1.582
Totale variazione	(782)	(264)	(26.873)	(440)	0	(28.359)
ammortamenti accumulati Valore lordo al 31.12.2024	36.044	5.693	955.055	4.462	132.924	1.134.178
Fondo ammortamento	(6.382)	(953)	(534.579)	(1.994)	0	(543.908)
Valore netto al 01.01.2025	29.662	4.740	420.476	2.468	132.924	590.270
Valore Lordo
Variazione area di consolidamento	231	0	908	0	8.676	9.815
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	0	27	0	(1)	0	26
Incrementi	1.820	0	525	233	35.838	38.416
Decrementi	0	(7)	(473)	(3)	0	(483)
Differenze di cambio da conversione	(161)	(1)	(1.558)	(2)	(1.917)	(3.639)
Altre riclassifiche	374	0	24.596	0	(25.546)	(576)
Totale variazione Valore	2.264	19	23.998	227	17.051	43.559
Lordo
Ammortamenti accumulati
Variazione area di consolidamento	0	0	(4)	0	0	(4)
Ammortamenti	(540)	(155)	(17.507)	(239)	0	(18.441)
Incrementi/Decrementi per effetto IFRS 16	0	0	0	24	0	24
Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti	0	0	309	1	0	310
Differenze di cambio da conversione	0	1	83	0	0	84
Totale variazione
ammortamenti accumulati	(540)	(154)	(17.119)	(214)	0	(18.027)
Valore lordo al 30.06.2025	38.308	5.712	979.053	4.689	149.975	1.177.737
Fondo ammortamento	(6.922)	(1.107)	(551.698)	(2.208)	0	(561.935)
Valore netto al 30.06.2025	31.386	4.605	427.355	2.481	149.975	615.802

Le voci Terreni e Fabbricati ammontano a complessivi 35.991 migliaia di euro, il cui valore si incrementa di 1.589 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2024 quando era pari a 34.402 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 427.355 migliaia di euro (420.476 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) 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'entrata in funzione di alcuni impianti in Romania, per la variazione del perimetro integrale ed al decremento legato al normale processo di ammortamento intervenuto nel periodo.

Gli Altri beni ammontano a 2.481 migliaia di euro (2.468 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) e riguardano principalmente arredi e mobili d'ufficio, nonché macchine d'ufficio elettroniche.

Le Immobilizzazioni in corso ammontano a 149.975 migliaia di euro (132.924 migliaia di euro al 31 dicembre 2024). L'incremento di 17.051 milioni di euro è principalmente riferibile all'ingresso nel perimetro della società Alerion San Marco S.r.l. e dalla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia e in Romania, parzialmente compensato dalla riclassifica nella voce impianti e macchinari degli asset relativi ai parchi che sono entrati in funzione nel corso del primo semestre 2025.

Le immobilizzazioni materiali sono esposte in bilancio al costo storico e sono sistematicamente ammortizzate in relazione alla loro residua possibilità di utilizzazione, ad eccezione dei terreni e beni destinati alla vendita che non vengono ammortizzati, ma svalutati qualora il loro fair value sia inferiore al costo iscritto in bilancio.

Il processo di ammortamento avviene a quote costanti sulla base di aliquote ritenute rappresentative della vita utile stimata; per i beni acquisiti nell'esercizio le aliquote vengono applicate pro-rata temporis, tenendo conto dell'effettivo utilizzo del bene in corso d'anno.

Aliquote ammortamento immobilizzazioni materiali	Aliquote
Terreni / Fabbricati	dal 1% al 3%
Impianti e macchinari	dal 2% al 20%
Altri beni	dal 12% al 25%

6. 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 2025, Alerion Clean Power S.p.A. detiene:

• partecipazioni in joint-venture nelle società Ecoenergia Campania S.r.l., New Green Molise S.r.l., e Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. a cui si aggiungono per effetto della già descritta operazione con Alperia, Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.) che controlla al 100% Enermac S.r.l.. Generai S.r.l., Bioenergia S.r.l.
• partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto: Alerion Clean Power RO S.r.l., Mitoc Partners S.r.l., Phoenix Genesis S.r.l., Phoenix Ceres S.r.l., Phoenix Catalyst S.r.l., Phoenix Nest S.r.l., Tre Torri Energia S.r.l..

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)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
New Green Molise S.r.l.	17.297	19.634	(2.337)
Ecoenergia Campania S.r.l.	2.146	2.298	(152)
Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.)	49.184	49.921	(737)
Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	77	80	(3)
Tre Torri Energia S.r.l.	50	56	(6)
Totale Partecipazioni in joint venture ed imprese collegate	68.754	71.989	(3.235)

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.

7. CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI

I Crediti vari e altre attività non correnti si attestano a 1.913 migliaia di euro (rispetto a 1.116 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) ed includono principalmente crediti IVA il cui prevedibile realizzo avverrà in un periodo successivo ai prossimi 12 mesi.

ATTIVITA' CORRENTI

8. RIMANENZE

Le rimanenze di magazzino ammontano a 18.655 migliaia di euro (rispetto alle a 17.416 migliaia di euro al 31 dicembre 2024). Si evidenzia che il saldo in oggetto si riferisce alla società del Gruppo, Alerion Service S.r.l., che svolge le attività di "Asset Management" per i parchi operativi attualmente compresi nel perimetro del Gruppo. Tali attività di manutenzione comprendono principalmente l'assistenza e la sostituzione delle parti di ricambio delle centrali eoliche al verificarsi di eventi o sulla base delle tempistiche programmate.

9. CREDITI COMMERCIALI

I Crediti Commerciali ammontano a 14.874 migliaia di euro (22.574 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) e sono principalmente rappresentati da crediti maturati sulla vendita dell'energia prodotta nel mese di giugno 2025.

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

10. CREDITI TRIBUTARI

La voce Crediti Tributari ammonta a 4.183 migliaia di euro (9.350 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) e si riferisce principalmente a crediti tributari IRES (3.097 migliaia di euro per consolidato fiscale e 228 migliaia di euro richiesti a rimborso, non risultano alla data del 30 giugno 2025 acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo) e a crediti tributari IRAP (399 migliaia di euro chiesti a rimborso e 45 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo).

11. CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITA' CORRENTI

(Euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
Crediti verso l'Erario	29.675	25.506	4.169
Crediti verso altri	32.855	29.898	2.957
Totale crediti vari correnti	62.530	55.404	7.126

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

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 32.855 migliaia di euro (29.898 migliaia di euro al 31 dicembre 2024), al netto di un fondo svalutazione di 1.033 migliaia di euro, e si riferiscono principalmente a crediti per incentivi per 2.135 migliaia di euro (4.459 migliaia di euro al 31 dicembre 2024), ad altri crediti per 25.341 migliaia di euro relativi principalmente a crediti per la cessione della partecipazione in Alperion (ex Naonis) per 14.520 migliaia di euro, dividendi da società consolidate con il metodo del patrimonio netto ancora da incassare per 615 migliaia di euro e ad anticipi a fornitori per 4.260 migliaia di euro. Inoltre, la voce accoglie 1.386 migliaia di euro per ratei attivi e 4.748 migliaia di euro per risconti attivi.

I crediti per incentivi hanno generalmente scadenza a 60 giorni.

PASSIVITA'

12. DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' NON CORRENTI

I debiti vari e altre passività non correnti ammontano a 19.613 migliaia di euro (20.268 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) e si riferiscono principalmente 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 ed all'ottenimento del contributo a fondo perduto dalla controllata in Spagna, Comiolica, a fronte di un'iniziativa sita nella stessa area dell'impianto eolico de La loma.

(Euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
Altri debiti	19.613	20.268	(655)
Totale debiti vari non correnti	19.613	20.268	(655)

PASSIVITA' CORRENTI

13. DEBITI COMMERCIALI CORRENTI

I Debiti commerciali ammontano a 66.148 migliaia di euro (65.269 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) e si riferiscono a debiti verso fornitori. Non producono interessi e sono normalmente regolati a 60 giorni.

La variazione in aumento rispetto al 31 dicembre 2024 è riconducibile principalmente a maggiori debiti verso fornitori a livello nazionale.

La voce include, inoltre, gli ammontari iscritti, nel corso del 2022, a seguito dell'introduzione delle misure adottate dal Governo per contrastare il cosiddetto "caro energia", per le quali sono riportati maggiori approfondimenti nel paragrafo dedicato alle controversie legali le posizioni adottate del Gruppo.

14. DEBITI TRIBUTARI

I Debiti tributari ammontano a 35.840 migliaia di euro (40.745 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) e si riferiscono principalmente a debiti per imposte correnti per IRES, pari a 3.514 migliaia di euro, ad imposte correnti per IRAP per 359 migliaia di euro e ad altri debiti tributari per 31.967 migliaia di euro.

La voce "Altri debiti tributari" accoglie i valori introdotti con la legge di bilancio 2023 in particolare con riferimento al contributo ex art.1 co.115 e seguenti, misure cosiddette contro il "caro energia", si rimanda al paragrafo delle controversie legali per la posizione adottata dal Gruppo.

(Euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
Debiti tributari per IRAP	359	217	142
Debiti tributari per IRES	3.514	8.564	(5.050)
Altri debiti tributari	31.967	31.964	3
Totale debiti tributari	35.840	40.745	(4.905)

15. DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' CORRENTI

I Debiti vari ammontano a 13.180 migliaia di euro (13.168 migliaia al 31 dicembre 2024), così composti:

(Euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
Debiti verso dipendenti e amministratori	2.021	1.868	153
Debiti verso l'Erario	923	799	124
Debiti previdenziali	488	771	(283)
Altri debiti	9.748	9.730	18
Totale debiti vari ed altre passività correnti	13.180	13.168	12

La voce Altri debiti comprende principalmente:

• x debiti per convenzioni comunali per 3.930 migliaia di euro;
• x risconti passivi rilevati in relazione alla quota corrente dei contributi in conto capitale in capo alle controllate Fri-el Campidano S.r.l., Fri-el Grottole S.r.l., Fri-El Ricigliano S.r.l., Fri-El Anglona S.r.l., Fri-El Anzi S.r.l. e Fri-El Guardionara S.r.l. per 1.247 migliaia di euro, mentre al 31 dicembre 2024 erano pari a 1.247 migliaia di euro.

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

16. 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 2025 è pari a 342.822 migliaia di euro con un decremento di 23.898 migliaia di euro rispetto ai 366.720 migliaia di euro del 31 dicembre 2024. Le variazioni intervenute sono state:

• x incremento di 5.245 migliaia di euro per l'utile del periodo di pertinenza del Gruppo;
• x incremento di 962 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;
• x decremento di 45 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;
• x decremento di 3.808 migliaia di euro per effetto delle differenze di cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valuta diversa dall'euro, rilevate direttamente nel conto economico complessivo consolidato al netto dell'effetto fiscale;
• x incremento di 143 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 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.
• x incremento per 6.738 migliaia di euro dovuto alla variazione del fair value degli strumenti derivati, al netto dell'effetto fiscale;
• x decremento di 32.690 migliaia di euro dovuto alla distribuzione parziale di riserve disponibili. Come deciso dall'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 15 aprile 2025, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 7 maggio 2025 con stacco in data 5 maggio 2025 della cedola n. 14, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,61 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 32.690 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 2025 rispetto a quelle presenti al 31 dicembre 2024 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 2024) ed è costituito da n. 54.229.403 azioni ordinarie

La riserva azioni proprie al 30 giugno 2025 è negativa per 15.899 migliaia di euro (negativa per 16.602 al 31 dicembre 2024) e si riferisce al controvalore di acquisto delle n. 639.131 azioni proprie detenute dalla società.

La riserva da sovrapprezzo azioni ammonta a 21.400 migliaia di euro, invariata rispetto al 31 dicembre 2024, 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 171.916 migliaia di euro (positive per 203.255 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) ed includono gli utili/perdite accumulate, al netto dei dividendi distribuiti.

La riserva di cash flow hedge risulta positiva per 4.268 migliaia di euro (negativa per 2.470 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) ed accoglie le variazioni di fair value degli strumenti derivati, al netto del relativo effetto fiscale per la loro porzione efficace. La variazione positiva del periodo è stata complessivamente pari a 6.738 migliaia di euro. Si rimanda alla nota "23" "Strumenti derivati" dove è riportata la movimentazione della riserva di cash flow hedge.

Il capitale, le riserve ed il risultato di terzi sono pari complessivamente a 6.659 migliaia di euro (5.938 migliaia di euro al 31 dicembre 2024).

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

Società	Sede operativa		Percentuale di possesso		Utili (perdite) su partecipazioni di minoranza		Patrimonio netto di terzi
(Euro Migliaia)		30.06.2025	31.12.2024	I Semestre 2025	I Semestre 2024	30.06.2025	31.12.2024
Alerion Bulgaria AD	Bulgaria	92,5%	92,5%	(1)	(1)	(7)	(8)
Parco Eolico Licodia Eubea	Italia	80%	80%	283	119	1.134	972
Wind Energy EOOD	Bulgaria	51%	51%	48	23	883	836
Wind Stream EOOD	Bulgaria	51%	51%	44	10	903	859
Wind Systems EOOD	Bulgaria	51%	51%	48	48	894	846
Wind Power 2 EOOD	Bulgaria	51%	51%	40	24	845	806
FRI-EL Anglona	Italia	90%	90%	127	96	2.030	(325)
Draghiescu Partners	Romania	100%	90%	0	(20)	0	(255)
FRI-EL Nulvi Holding	Italia	0%	90%	0	(2)	0	2.228
Bisalta	Romania	86%	86%	(4)	(1)	(24)	(21)
Totale				585	296	6.658	5.938

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

17. INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE DELLE ATTIVITÀ IN FUNZIONAMENTO

Si fornisce di seguito il dettaglio dell'indebitamento finanziario al 30 giugno 2025 e al 31 dicembre 2024, esposto sulla base del nuovo schema previsto dall'orientamento ESMA 32-232-1138 del 4 marzo 2021:

(valori in Euro migliaia)		30.06.2025	31.12.2024
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti
Disponibilità liquide	20	12	12
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	20	254.136	515.859
Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	20	254.148	515.871
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	19	77.088	71.436
Liquidità		331.156	587.307
Passività finanziarie correnti
Debito corrente per linee bancarie	22	(15.030)	(32.646)
Debiti correnti per strumenti derivati	23	0	(6.653)
Debito finanziario corrente	22 23	(15.030)	(39.299)
Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing	22	(30.256)	(20.352)
Debiti correnti per Lease	22	(1.083)	(1.080)
Debiti correnti per strumenti derivati	23	(195)	(106)
Debito corrente verso Obbligazionisti	22	(4.553)	(186.480)
Debito corrente verso altri finanziatori	22	(222)	(438)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	22	(36.309)	(208.456)
Indebitamento finanziario corrente	22 23	(51.412)	(247.755)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO		279.744	339.552
Passività finanziarie non correnti
Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing	21	(143.923)	(124.253)
Debito non corrente verso altri finanziatori	21	(25.848)	(22.886)
Debiti non correnti per Lease	21	(12.039)	(12.582)
Debiti non correnti per strumenti derivati	23	(280)	(323)
Debito finanziario non corrente	21 23	(182.090)	(160.044)
Debito non corrente verso Obbligazionisti	21	(713.997)	(713.340)
Strumenti di debito	21	(713.997)	(713.340)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE	21 23	(896.087)	(873.384)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO*		(616.343)	(533.832)
Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti	19	60.723	43.161
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE		(555.620)	(490.671)
*Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32-382-1138 del 4 marzo 2021

PARAMETRI FINANZIARI previsti dal regolamento dei prestiti obbligazionari in essere

INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE al netto dei	(561.181)	(487.003)
Derivati

ATTIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

18. CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

I Crediti Finanziari e Altre Attività Finanziarie Non Correnti si attestano a 57.909 migliaia di euro (rispetto alle 40.498 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) 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 2024.

ATTIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

19. CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI

La voce pari a 73.786 migliaia di euro (70.685 migliaia di euro al 31 dicembre 2024), ed include le attività finanziarie del gruppo che rappresentano temporanei impieghi di liquidità. In particolare, parte delle attività finanziarie per 67.999 migliaia di euro si riferiscono a strumenti obbligazionari con una durata media di circa 5 anni con primarie controparti finanziarie, il cui importo include gli effetti derivanti dalla valutazione positiva al fair value pari a 2.124 migliaia di euro, che risultava pari a 784 migliaia di euro al 31 dicembre 2024.

La variazione positiva dei crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti rispetto al precedente esercizio, pari a 3.101 migliaia di euro, è riconducibile prevalentemente agli interessi attivi maturati nel periodo per 1.703 migliaia di euro, congiuntamente alla variazione positiva del fair value degli strumenti obbligazionari, i quali sono classificati in bilancio come "Fair Value through Other Comprehensive Income" adottando l'approccio mark to model, in linea con quanto previsto dal principio IFRS 13, e la cui variazione positiva rispetto al precedente periodo, pari a 1.334 migliaia di euro al lordo del relativo effetto fiscale, è stata contabilizzata tra le poste del conto economico complessivo.

20. CASSA ED ALTRE ATTIVITÀ LIQUIDE EQUIVALENTI

(Euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
Depositi bancari a vista	150.128	338.614	(188.486)
Depositi vincolati time deposit	104.008	177.245	(73.237)
Denaro e valori in cassa	12	12	0
Totale cassa ed altre disponibilità liquide equivalenti	254.148	515.871	(261.723)

La Cassa e le altre disponibilità liquide equivalenti ammontano a 254.148 migliaia di euro (515.871 migliaia di euro al 31 dicembre 2024).

Si segnala che alla data del 30 giugno 2025 i Depositi Bancari riconducibili a società del Gruppo che non hanno in essere finanziamenti in project financing ammontano a 89.990 migliaia di euro e 297.941 migliaia di euro al 31 dicembre 2024.

Le disponibilità liquide, relative alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing ammontano a 60.138 migliaia di euro al 30 giugno 2025 e 40.673 migliaia di euro al 31 dicembre 2024, sono principalmente costituite da depositi di conti correnti bancari e devono operare nel rispetto degli impegni legati ai contratti di project financing.

Al 30 giugno 2025 risultano giacenze di conto corrente temporaneamente impiegate in "contratti di time deposit" in diminuzione rispetto al 31 dicembre 2024 per 73.237 migliaia di euro.

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

PASSIVITÀ NON CORRENTI

21. PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

(Euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
Debiti vero obbligazionisti	713.997	713.340	657
Debiti verso banche per finanziamenti	143.923	124.253	19.670
Debiti finanziari per Lease	12.039	12.582	(543)
Debiti verso soci terzi per finanziamenti	25.848	22.886	2.962
Totale passività finanziarie non correnti	895.807	873.061	22.746

La quota non corrente del Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2025, in aumento di 657 migliaia di euro per effetto principalmente della quota di costo ammortizzato rilevato a conto economico nel periodo, è così composto: i) 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 879 migliaia di euro, 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 715 migliaia di euro, iii) dal valore del prestito obbligazionario 2023-2029 emesso in data 12 dicembre 2023 per un controvalore di 170.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 1.750 migliaia di euro e iv) dal valore del prestito obbligazionario 2024-2030 emesso in data 11 dicembre 2024 per un controvalore di 250.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 2.660 migliaia di euro.

La voce Debiti verso banche per finanziamenti al 30 giugno 2025 ammonta a 143.923 migliaia di euro (al 31 dicembre 2024 era pari a 124.253 migliaia di euro) in crescita rispetto alla precedente chiusura nonostante l'effetto delle rate dei finanziamenti scadute e rimborsate al 30 giugno 2025. La voce è composta principalmente 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 17.367 migliaia di euro, Fri-El Albareto S.r.l. per 11.604 migliaia di euro e Eolica PM S.r.l. per 29.328 migliaia di euro; ii) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing ottenuti per la realizzazioni dei parchi solari in capo alla società Fri-el Solar S.r.l. per il progetto di Grottole PV per 8.394 migliaia di euro, alla società Plose S.r.l. per 17.504 migliaia di euro ed alla società Alerion Seddanus S.r.l. per 7.262 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, iii) dalla quota a lungo termine del finanziamento sottoscritto per l'acquisto dell'immobile di via Fucini per 2.780 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, iv) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti bancari ottenuti da Alerion Clean Power S.p.A. verso Mediocredito pari a 219 migliaia di euro e da Fri-el Solar S.r.l. per il progetto Licodia PV 6.156 migliaia di euro e v) dalla quota a lungo termine dei nuovi finanziamenti bancari sottoscritti da Alerion Clean Power S.p.A. verso Crédit Agricole in relazione ai progetti Conti Green Project per 16.102 migliaia di euro, Alerion Racari per 18.788 migliaia di euro ed Alerion Arlena per 8.419 migliaia di euro, al netto dei costi accessori.

Rispetto al 31 dicembre 2024 si evidenzia l'incremento di 19.670 migliaia di euro è dovuta principalmente: i) alle nuove erogazioni sui finanziamenti bancari sottoscritti con Crédit Agricole in capo alla Capogruppo ACP per un importo pari a 4.870 migliaia di euro, al netto dei costi accessori e ii) alla nuova sottoscrizione del finanziamento in project financing direttamente nella controllata in Romania Plose S.r.l. detenuta al 100% tramite la controllata Alerion Energy RO S.r.l..

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:

	al	Increm.	Decrem.	al 30.06.25	Tasso di interesse	IRS	Scadenza
(Euro/000)	31.12.24
Debito verso Obbligaz. 2019 2025 Green Bond	182.298	0	(182.298)	0	Tasso Pr. obbligazionario 3,125%	n.a.	2025
Debito verso Obbligaz. 2021 2027 Green Bond	199.657	2.411	0	202.068	Tasso Pr. obbligazionario 2,25%	n.a.	2027
Debito verso Obbligaz. 2022 2028 Green Bond	101.356	0	(1.649)	99.707	Tasso Pr. obbligazionario 3,5%	n.a.	2028
Debito verso Obbligaz. 2023 2029 Green Bond	168.691	109	0	168.800	Tasso Pr. obbligazionario 6,75%	n.a.	2029
Debito verso Obbligaz. 2024-2030 Green Bond	247.817	157	0	247.974	Tasso Pr. obbligazionario 4,75%	n.a.	2040
Project financing Albareto	13.450	0	(606)	12.844	Euribor 6M + 1,95 %	0,95%	2035
Project financing Anemos Wind	7.979	0	(7.979)	0	Euribor 6M + 1,55 %	1,39%	2028
Project financing Eolica PM	33.749	0	(1.500)	32.249	Euribor 6M + 1,95 %	1,11%	2035
Project financing Green Energy Sardegna	19.956	0	(859)	19.097	Euribor 6M + 1,95%	1,23%	2035
Project financing Alerion Seddanus	8.613	0	(455)	8.158	4,35%	n.a.	2040
Project financing Grottole PV	7.259	1.849	0	9.108	Euribor 6M + 1,9%	2,63%	2039
Finanziamento bancario Licodia PV	6.007	434	0	6.441	Euribor 6M + 2,0%	n.a.	2039
Project financing Plose	0	18.203	0	18.203	Euribor 6M + 2,95%	n.a.	2040
Finanziamento Credit Agricole Conti Green Project	21.330	0	(1.727)	19.603	Euribor 6M + 1,45%	3,33%	2028
Finanziamento Credit Agricole Racari	21.520	0	0	21.520	Euribor 3M + 1,65%	2,49%	2032
Finanziamento Credit Agricole Arlena Opere Civili	0	8.419	0	8.419	Euribor 3M + 1%	2,24%	2032
Finanziamento Credit Agricole Arlena Bridge	0	14.372	0		14.372 Euribor 3M + 1,25%	n.a.	2025
Finanziamento Ipotecario Fucini4	3.226	0	(147)	3.079	Euribor 6M + 1,6 %	0,47%	2032
Finanziamento Mediocredito 2020 2026	1.515	0	(429)	1.086	Euribor 3M + 1,8 %	n.a.	2026
Debiti vs Banche	32.646	0	(17.542)	15.104	Euribor 1M + 1,0%	n.a.	a revoca
Debiti finanziari per Leases	13.663	0	(541)	13.122	Tasso indebitam incrementale 3,71%	n.a.
Finanziamento soci di minoranza	23.080	0	(919)	22.161
Altre passività finanziarie	245	3.664	0	3.909
Totale Passività finanziarie	1.114.057	49.618	(216.651)	947.024
di cui
Correnti	240.996			51.217
Non-correnti	873.061			895.807

Con riferimento ai finanziamenti sopra riportati, si riportano di seguito 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	Debito residuo garantito	Forma Tecnica	Scadenza	Impegni, garanzie rilasciate a favore dei finanziat ori	Clausole contrattuali significativ e
Morcone Pontelandolfo (BN)	Eolica PM S.r.l.	51,8	58.554	32.249		32.249 Proj.financing	2035 (*)		(**)
	Villacidro (SU) Green Energy Sardegna S.r.l.	30,8	30.298	19.097		0 Proj.financing	2035 (*)		(**)
Albareto (PR)	Fri-El Albareto S.r.l.	19,8	23.369	12.844		0 Proj.financing	2035 (*)		(**)
	Ex Scaini (SU) Alerion Seddanus S.r.l. (i)	13,5	16.605	8.158		8.158 Proj.financing	2040 (*)		(**)
Licodia PV (CT)	Fri-el Solar S.r.l.	11,8	34.073	6.441		0 Finanziament o Bancario	2039
Grottole PV (MT)	Fri-el Solar S.r.l. (i)	16,0		9.108		9.108 Proj.financing	2039 (*)		(**)
Plose (Romania)	Plose S.r.l. (i)	0,00	24.340	18.203		18.203 Proj.financing	2040 (*)		(**)
		143,7	187.239	106.100	67.718

(*) 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)

(i) I parametri finanziari non sono oggetto di verifica al 30 giugno 2025.

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 2025 relativi alle Attività Correnti riconducibili alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing:

(Euro/000)	30.06.2025	Valori riconducibili a società finanziate con project financing	31.12.2024	Valori riconducibili a società finanziate con project financing
Crediti commerciali	14.874	3.864	22.574	4.611
Crediti tributari	4.183	97	9.350	1.869
Crediti vari e altre attività correnti	62.530	6.435	55.404	3.194
di cui crediti per Incentivo	2.135	339	4.459	576
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	73.786	160	70.685	0
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	254.148	41.063	515.871	40.673
ATTIVITA' CORRENTI:	409.521	51.619	673.884	50.347

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:

x 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.

x 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 Green Energy Sardegna	1,05
Project finance Eolica PM	1,05
Project finance Friel Albareto	1,05
Project finance Enermac	1,05

Al 30 giugno 2025, i covenants sopra indicati sono stati rispettati.

RISPETTO DEI PARAMETRI FINANZIARI DEI PRESTITI OBBLIGAZIONARI:

Si segnala che con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2021 -2027", al "Prestito Obbligazionario 2022 - 2028", al "Prestito Obbligazionario 2023 -2029", e al "Prestito Obbligazionario 2024 -2030", 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 di ciascun esercizio nel quale è avvenuta l'emissione.

Conclusioni sul rispetto dei parametri finanziari dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2024

Alla data della presente relazione finanziaria semestrale, sulla base delle analisi effettuate, i parametri finanziari relativi ai prestiti obbligazionari della Società risultano rispettati.

I Debiti e passività per lease pari a 12.039 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 a 25.848 migliaia al 30 giugno 2025, si riferiscono a finanziamenti concessi dai soci di minoranza in relazione allo sviluppo dei parchi eolici.

La voce si riferisce principalmente all'investimento di SIMEST, effettuato in forma mista tra aumento di capitale sociale e finanziamento soci, diretto ad affiancare Alerion:

• per 9.951 migliaia, al netto di costi accessori pari a 100 migliaia di euro, a sostegno dello sviluppo di Alerion in Spagna, per il tramite della sua controllata;
• per 12.259 migliaia di euro, al netto di costi accessori, a supporto delle iniziative del Gruppo in Romania, attraverso la controllata Alerion Renewable RO S.r.l.. Successivamente all'aumento di capitale nella holding delle attività in Romania in data 6 dicembre 2023, SIMEST detiene una partecipazione del 49% in Alerion Renewable S.r.l., società di cui Alerion Clean Power S.p.A. mantiene il controllo con il 51% del capitale sociale.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

Considerando che nella sostanza le due operazioni SIMEST si configurano come un'operazione di finanziamento e tenendo conto della 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. e della controllata rumena Alerion Renewable RO, non ha fatto emergere interessi di minoranza nel bilancio consolidato del Gruppo.

22. PASSIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

Le passività finanziarie correnti ammontano a 51.217 migliaia di euro (240.996 migliaia di euro al 31 dicembre 2024), e sono così dettagliate:

(Euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie	45.359	52.998	(7.639)
Debiti verso Obbligazionisti	4.553	186.480	(181.927)
Debiti per Lease Operativi	1.083	1.080	3
Debiti verso soci terzi per finanziamenti	222	438	(216)
Totale passività finanziarie correnti	51.217	240.996	(189.779)

I Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie sono pari a 45.359 migliaia di euro mentre erano pari a 52.998 migliaia di euro al 31 dicembre 2024. Il decremento è dovuto principalmente alla parziale chiusura delle linee di credito, garantite da titoli obbligazionari, a disposizione del gruppo per 15.000 migliaia di euro, parzialmente compensato dalla dall'incremento del debito per finanziamenti bancari e in project per 9.897 migliaia di euro.

La voce, pari a 45.359 migliaia di euro, include le quote a breve termine dei finanziamenti in project financing relative agli impianti di: i) Eolica PM S.r.l. per 2.920 migliaia di euro; ii) Green Energy Sardegna S.r.l. per 1.729 migliaia di euro; iii) Fri-El Albareto S.r.l. per 1.240 migliaia di euro, iv) Plose S.r.l. per 699 migliaia di euro, v) Fri-el Solar per il progetto Grottole PV per 714 migliaia di euro e vi) Alerion Seddanus S.r.l. per 896 migliaia di euro.

Inoltre, si evidenzia che i) la quota corrente del finanziamento con Mediocredito ottenuto da Alerion Clean Power S.p.A. è pari a 867 migliaia di euro e ii) i finanziamenti bancari sottoscritti con Credit Agricole risultano pari a 20.604 migliaia di euro al 30 giugno 2025.

La quota corrente del Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2025 pari a 4.553 migliaia di euro (pari a 186.480 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) si riferisce al valore degli interessi maturati nel semestre in relazione ai prestiti obbligazionari emessi dal Gruppo e non ancora rimborsati, in particolare: i) in data 3 novembre 2021 con durata 2021- 2027, ii) in data 17 maggio 2022 con durata 2022-2028, iii) il nuovo prestito obbligazionario stipulato in data 12 dicembre 2023 con durata 2023-2029 ed infine iv) il nuovo prestito obbligazionario stipulato in data 11 dicembre 2024 con durata 2024-2030. La variazione rispetto al 31 dicembre 2024 è dovuta al rimborso per 182.500 migliaia di euro in data 31 gennaio 2025 del prestito obbligazionario 2019-2025 a seguito dell'esercizio della facoltà di rimborso anticipato comunicata dal Gruppo in data 19 dicembre 2024. Il prestito obbligazionario 2019 – 2025 era stato sottoscritto il 19 dicembre 2019 per un controvalore di 200.000 migliaia di euro.

I Debiti e passività finanziarie per lease, pari a 1.083 migliaia di euro (1.080 migliaia di euro al 31 dicembre 2024), 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.

23. STRUMENTI DERIVATI

(Euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
Crediti non correnti per strumenti derivati	2.814	2.663	151
Crediti correnti per strumenti derivati	3.222	751	2.471
Totale crediti per strumenti derivati (a)	6.036	3.414	2.622
Debiti non correnti per strumenti derivati	280	323	(43)
Debiti correnti per strumenti derivati	195	6.759	(6.564)
Totale debiti per strumenti derivati (b)	475	7.082	(6.607)
Ammontare netto del fair value per strumenti derivati = (a - b)	5.561	(3.668)	9.229

Alla data del 30 giugno 2025, gli strumenti derivati in bilancio, iscritti tra le attività, ammontano complessivamente a 6.036 migliaia di euro (3.414 migliaia di euro al 31 dicembre 2024), di cui la quota corrente, pari a 3.222 migliaia di euro, rappresenta i flussi di cassa con scadenza entro l'esercizio, mentre la quota non corrente, pari a 2.814 migliaia di euro, include i flussi di cassa futuri fino al termine del contratto derivato in corrispondenza del rimborso del finanziamento in project financing.

Alla data del 30 giugno 2025, gli strumenti derivati in bilancio, iscritti tra le passività, ammontano complessivamente a 475 migliaia di euro (7.082 migliaia di euro al 31 dicembre 2024), di cui la quota non corrente, pari a 280 migliaia di euro, include i flussi di cassa futuri fino al termine del contratto derivato in corrispondenza del rimborso del finanziamento in project financing, mentre la quota corrente, pari a 195 migliaia di euro, rappresenta i flussi di cassa con scadenza entro l'esercizio.

Al 30 giugno 2025 sono in essere le seguenti operazioni di finanziamento, per le quali sono state attivate le coperture dal rischio di cash flow:

Controparte (Società) (valori in Euro/000)	Project financing oggetto di Copertura con IRS	Nozionale Derivato	Fair value strumenti derivati al 30 giugno 2025	Quota a CFH	Quota a CE	Fair value strumenti derivati al 31 dicembre 2024
Banco BPM (Fucini)	3.079	3.101	252	(18)	0	270
Banco BPM (Anemos Wind)	0	0	0	0	(100)	100
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #3	8.419	4.250	(17)	(17)	0	0
BPER Banca (Fri-el Solar)	9.108	6.722	(63)	(63)	0	0
Unicredit (Green Energy Sardegna)	19.097	14.576	804	(3)	0	807
Unicredit (Eolica PM)	32.249	24.546	1.521	(13)	0	1.534
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #1	19.603	9.875	(314)	29	0	(343)
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #2	21.520	6.375	(81)	2	3	(86)
Unicredit (Fri-el Albareto)	12.844	9.993	688	(14)	0	702
Strumenti Derivati su Project Financing	125.919	79.438	2.790	(97)	(97)	2.984

Controparte (Società) (valori in Euro/000)	Commodity Swap	Nozionale Derivato (GWh)	Fair value strumenti derivati al 30 giugno 2025	Quota a CFH	Quota a CE	Fair value strumenti derivati al 31 dicembre 2024
MPS (Alerion Clean Power)	0	98	1.420	1.420	0	0
Unicredit (Alerion Clean Power)	0	114	1.351	8.004	0	(6.653)
Strumenti Derivati Commodity Swap	0	212	2.771	9.424	0	(6.653)
Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente			5.561	9.327	(97)	(3.669)
relativo effetto fiscale			(1.416)	(2.606)	25	1.165
Strumenti derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente al netto del relativo effetto fiscale			4.145	6.721	(72)	(2.504)

Controparte (Società) (valori in Euro/000) Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	Project financing oggetto di Copertura con IRS	Nozionale Derivato	Fair value strumenti derivati al 30 giugno 2025	Quota a CFH	Quota a CE	Fair value strumenti derivati al 31 dicembre 2024
Unicredit (Enermac)*	17.963	6.857	282	23	16	243
Strumenti Derivati riconducibile a partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	17.963	6.857	282	23	16	243
relativo effetto fiscale			(69)	(6)	(4)	(59)
Strumenti derivati riconducibili a partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto al netto dell'effetto fiscale			213	17	12	184

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

Il Gruppo stipula contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti in project financing 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 79.438 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 212 GWh su scadenze relative all'esercizio in corso, 2025, ed in parte anche per scadenze relative all'esercizio 2026.

La variazione di periodo del fair value degli Interest Rate Swap su project financing è negativa per 194 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 positiva per 9.424 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.

Al 30 giugno 2025 il portafoglio derivati del Gruppo che qualifica per Hedge Accounting è riportato nella tabella sottostante:

Controparte (*) dati al 30 giugno 2025 (valori in Euro/000)	Nozionale	Fair value al 30 giugno 2025	Inception Date	Effective Date	Termination Date	Tasso Fisso	Tasso Variabile
Strumenti Derivati su Tassi di Interesse
Banco BPM (Fucini)	3.101	252	18-gen-22	30-giu-22	30-giu-32	0,47%	Euribor 6M
Unicredit (Green Energy Sardegna)	14.576	804	30-ott-18	31-dic-18	29-giu-35	1,23%	Euribor 6M
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #3	4.250	(17)	16-apr-25	16-apr-25	30-giu-32	2,24%	Euribor 3M
BPER Banca (Fri-el Solar)	6.722	(63)	14-mag-25	4-apr-25	31-dic-39	2,63%	Euribor 6M
Unicredit (Eolica PM)	24.546	1.521	21-dic-18	21-dic-18	29-giu-35	1,11%	Euribor 6M
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #1	9.875	(314)	6-nov-23	23-ott-23	28-dic-28	3,33%	Euribor 6M
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #2	6.375	(81)	7-ott-24	27-set-24	30-set-32	2,49%	Euribor 3M
Unicredit (Fri-el Albareto)	9.993	688	15-feb-19	28-giu-19	29-giu-35	0,95%	Euribor 6M

Strumenti Derivati su Tassi di
Interesse	79.438	2.790

Controparte (*) dati al 30 giugno 2025 (valori in Euro/000)	Nozionale (GWh)	Fair value al 30 giugno 2025	Inception Date	Effective Date	Termination Date	Prezzo Fisso	Prezzo Variabile
Strumenti derivati su Commodities
Unicredit (Alerion Clean Power)	33	275	14-nov-24	1-lug-25	30-set-25	121	Prezzo Unico Nazionale (PUN)
Unicredit (Alerion Clean Power)	33	275	14-nov-24	1-lug-25	30-set-25	121	Prezzo Unico Nazionale (PUN)
Unicredit (Alerion Clean Power)	33	266	14-nov-24	1-lug-25	30-set-25	121	Prezzo Unico Nazionale (PUN)
Unicredit (Alerion Clean Power)	15	535	6-feb-25	1-lug-25	30-set-25	148	Prezzo Unico Nazionale (PUN)
MPS (Alerion Clean Power)	48	751	20-giu-25	1-ott-25	31-dic-25	127	Prezzo Unico Nazionale (PUN)
MPS (Alerion Clean Power)	50	669	20-giu-25	1-gen-26	31-mar-26	127	Prezzo Unico Nazionale (PUN)
Strumenti derivati su Commodities	212	2.771
Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente		5.561
Controparte (*) dati al 30 giugno 2025 (valori in Euro/000)	Nozionale (GWh)	Fair value al 30 giugno 2025	Inception Date	Effective Date	Termination Date	Prezzo Fisso	Prezzo Variabile
Strumenti derivati su Tassi di Interesse
Unicredit (Enermac)	6.857	282	22-dic-23	30-giu-22	29-giu-35	1,93%	Euribor 6M
Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni valutate con il	6.857	282

metodo del patrimonio netto

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

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

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 2025 è stimato in un ammontare positivo corrispondente a 5.561 migliaia di euro (al 31 dicembre 2024 era negativo per 3.669 migliaia di euro).

Al netto del relativo effetto fiscale, la riserva di Cash Flow Hedge di Gruppo, che era negativa per 2.470 migliaia di euro al 31 dicembre 2024, al 30 giugno 2025 è positiva per 4.268 migliaia di euro.

			Movimenti Riserva CFH
Società	Riserva CFH** al 30 giugno 2025	Riserva CFH al 31 dicembre 2024	Regolamento differenziali	Adeguamento al Fair Value
Banco BPM (Fucini)	252	270	(35)	17
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #3	(17)	0	(2)	(15)
BPER Banca (Fri-el Solar)	(63)	0	5	(68)
(*) Unicredit (Enermac)	176	153	(94)	117
Unicredit (Green Energy Sardegna)	804	807	(103)	100
Unicredit (Eolica PM)	1.521	1.534	(190)	177
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #2	(81)	(83)	(1)	3
Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #1	(314)	(343)	41	(12)
MPS (Alerion Clean Power)	1.420	0	0	1.420
Unicredit (Alerion Clean Power)	1.351	(6.653)	3.768	4.236
Unicredit (Fri el Albareto)	688	702	(86)	72
Riserva Cash Flow Hedge before tax	5.737	(3.613)	3.303	6.047
Imposte differite	(1.469)	1.143	(942)	(1.670)
Riserva Cash Flow Hedge Netta	4.268	(2.470)	2.361	4.377

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

(**) CFH (Riserva Cash Flow Hedge)

La riserva di cash flow Hedge al netto dell'effetto fiscale al 30 giugno 2025 si è incrementata di 6.738 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2024, con un impatto positivo 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 2024 ammontava ad un valore negativo pari a 6.653 migliaia di euro al lordo dell'effetto fiscale è stata rilasciata a conto economico nel corso del primo trimestre 2025, contestualmente al manifestarsi delle produzioni di energia elettrica coperte. Alla data del 30 giugno 2025 la riserva aperta sulle nuove coperture ammonta ad un valore positivo pari a 2.771 migliaia di euro al lordo dell'effetto fiscale.

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 l'istituto bancario Mediocredito in capo alla controllante complessivamente per 1.086 migliaia di euro;
• depositi bancari, a vista e a breve termine (scadenza massima tre mesi), utilizzati per impieghi temporanei di liquidità.

24. TFR E ALTRI FONDI RELATIVI AL PERSONALE

La voce ammonta a 1.756 migliaia di euro (1.565 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) ed includono il valore attuariale dell'effettivo debito del Gruppo verso tutti i dipendenti determinato applicando i criteri previsti dallo IAS 19.

(Euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
TFR	1.756	1.565	191
Totale TFR ed altri fondi relativi al personale	1.756	1.565	191

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

Tabella_Ipotesi attuariali ed economico finanziarie
Data di calcolo	30/06/2025
Tasso di mortalità	Tavole IPS55
Tassi di invalidità	Tavole INPS-2000
Tasso di rotazione del personale	2,00%
Tasso di attualizzazione*	3,70%
Tasso incremento retribuzioni	1,00%
Tasso di anticipazioni	1,00%
Tasso d'inflazione	2,00%

I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2025 risultano pari a 222 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

	Consistenza al 31.12.24	Incrementi	Decrementi	Consistenza al 30.06.2025	Consistenza media del periodo
Dirigenti	4	2	0	6	6
Quadri e Impiegati	126	21	(12)	135	134
Operai	74	13	(6)	81	79
Totale dipendenti	204	36	(18)	222	219

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

	Età media		Laureati
	al 31.12.2024	al 30.06.2025	al 31.12.2024	al 30.06.2025
Dirigenti	52	48	4	6
Quadri e Impiegati	37	37	92	94
Operai	34	33	0	0
Media	36,3	36,2	96	100

25. FONDI PER RISCHI ED ONERI FUTURI

(Euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	Variazione
Fondo imposte e contenzioso fiscale	1.719	2.242	(523)
Fondo rischi per controversie legali	100	16	84
Fondi su altri rischi	8.814	8.070	744
Totale fondi per rischi ed oneri futuri	10.633	10.328	305

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 2024	2.242	16	8.070	10.328
Accantonamenti	13	96	1.159	1.268
(Utilizzi / rilasci)	(536)	(12)	(415)	(963)
Consistenza al 30 giugno 2025	1.719	100	8.814	10.633

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 2025 ammonta a 1.719 migliaia di euro, mentre era pari a 2.242 migliaia di euro al 31 dicembre 2024.

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 2025.

La voce Fondi su altri rischi include principalmente:

• x i costi di smantellamento degli impianti per 4.225 migliaia di euro (al 31 dicembre 2024 4.173 migliaia di euro). In relazione a quanto previsto dallo IAS 16 e dallo IAS 37 in materia di rilevazione degli oneri di ripristino del sito su cui operano i parchi eolici, si è provveduto ad incrementare il fondo oneri iscritto di 52 migliaia di euro, in contropartita della voce immobilizzazioni materiali, in collegamento alla variazione dei tassi di attualizzazione;
• x il fondo relativo alla società operativa spagnola Comiolica per 769 migliaia di euro (pari a 455 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) 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 "39" "Controversie legali".

26. IMPEGNI E GARANZIE

Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Alerion e le garanzie prestate a terzi e risultanti al 30 giugno 2025 sono di seguito riepilogate:

• Fideiussioni o Garanzie rilasciate in favore di terzi relative a società consolidate integralmente per complessivi 324.523 migliaia di euro di cui:
  • 163.277 migliaia di euro relativi a finanziamenti bancari, in project financing e verso soci di minoranza. Le garanzie relative a project financing ammontano a 104.300 migliaia di euro il cui debito residuo in bilancio è pari a 67.718 migliaia di euro;
  • 140.646 migliaia di euro a garanzia di contratti di fornitura stipulati dal gruppo attraverso le proprie SPV in sviluppo;

• 15.571 migliaia di euro a copertura degli obblighi di ripristino ambientale iscritti nei titoli autorizzativi in capo alle SPV;
• 5.029 migliaia di euro per altri obblighi.
• Fideiussioni o Garanzie rilasciate in favore di terzi relative a società consolidate con il metodo del patrimonio netto per complessivi 61.280 migliaia di euro di cui:
  • 29.865 migliaia di euro relativi a finanziamenti bancari e in project financing. Le garanzie relative a project financing ammontano a 29.865 migliaia di euro il cui debito residuo in bilancio è pari a 17.963 migliaia di euro;
  • 21.726 migliaia di euro a garanzia di contratti di fornitura stipulati dal gruppo attraverso le proprie SPV in sviluppo;
  • 3.201 migliaia di euro a copertura degli obblighi di ripristino ambientale iscritti nei titoli autorizzativi in capo alle SPV;
  • 6.483 migliaia di euro in favore del Gestore Servizi Energetici GSE S.p.A. per la partecipazione alle rispettive aste e 5 migliaia di euro per altri obblighi.
• Pegno sulle quote delle seguenti società: Fri-EL Albareto S.r.l., Green Energy Sardegna S.r.l., Eolica PM S.r.l., Anemos Wind S.r.l., Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.), Enermac S.r.l., Fri-el Solar S.r.l., Plose S.r.l. e Alerion Seddanus S.r.l. a garanzia dei finanziamenti in project Finance.

CONTO ECONOMICO

27. RICAVI OPERATIVI

I Ricavi operativi del primo semestre 2025 ammontano a 66.298 migliaia di euro (81.542 migliaia di euro nel primo semestre 2024) e si riferiscono principalmente a:

• ricavi per vendita di energia elettrica per 59.225 migliaia di euro (70.359 migliaia di euro al 30 giugno 2024);
• ricavi da tariffa incentivante e da garanzie di origine per 7.073 migliaia di euro (11.183 migliaia di euro al 30 giugno 2024).

Nel primo semestre 2025 il ricavo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente e incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 170,6 euro per MWh, rispetto ai 128,2 euro per MWh del medesimo periodo 2024. In particolare:

• x il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel primo semestre 2025 per gli impianti consolidati integralmente è stato pari a 115,3 euro per MWh, rispetto a 86 euro per MWh del medesimo periodo del 2024;
• il prezzo medio degli incentivi nel primo semestre 2025 è stato 55,3 (pari a 42,2 nel medesimo periodo del 2024).
• x 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 96,36 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 212 GWh, da scambiare nel secondo semestre del 2025 e nel primo trimestre del 2026.

28. ALTRI RICAVI E PROVENTI DIVERSI

Gli Altri Ricavi del primo semestre 2025 sono pari a 11.337 migliaia di euro (9.816 migliaia di euro nel primo semestre 2024) in linea con i valori rilevati lo scorso semestre.

Le restanti variazioni della voce si riferiscono a:

• x consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società le cui partecipazioni sono valutate con il metodo del Patrimonio Netto per 2.444 migliaia di euro (1.554 migliaia di euro nel semestre 2024);
• x indennizzi assicurativi per interventi sui siti produttivi e indennizzi relativi alla mancata produzione complessivamente per 184 migliaia di euro, riconosciuti a conto economico al momento in cui è accertato l'atto di liquidazione (493 migliaia di euro nel semestre 2024);
• x 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 786 migliaia di euro (786 migliaia di euro nel semestre 2024).

29. COSTI OPERATIVI

I Costi operativi del primo semestre 2025 ammontano a 26.788 migliaia di euro (26.472 migliaia di euro nel primo semestre 2024) e sono così dettagliati:

(Euro/000)	I Semestre 2025	I Semestre 2024	Variazione
Costi operativi
Personale	8.041	6.521	1.520
CDA e Costi Societari	1.099	1.270	(171)
Consulenze e collaborazioni	4.149	3.725	424
Assicurazioni	1.351	2.432	(1.081)
Manutenzione	6.776	8.122	(1.346)
Royalties e Locazioni	1.815	1.758	57
IMU	326	413	(87)
Altri Costi di produzione e sbilanciamenti	251	238	13
Altri costi di gestione	2.843	1.956	888
Altri Costi operativi	18.610	19.914	(1.303)
Accantonamenti fondi rischi	136	37	98
Accantonamenti per rischi	136	37	98
Totale costi operativi	26.787	26.472	315

I costi operativi del primo semestre 2025 sono pari a 26.787 migliaia di euro in aumento rispetto ai 26.472 migliaia di euro del 2024 per 315 migliaia di euro. I costi del personale per effetto dei nuovi ingressi nel corso del 2025, a seguito della variazione della struttura organizzativa del gruppo, evidenziano un incremento di 1.520 migliaia di euro, confrontando i valori dei due periodi.

La voce CdA e costi societari nel primo semestre 2025 è pari a 1.099 migliaia di euro, in diminuzione rispetto al valore del primo semestre 2024 (1.270 migliaia di euro).

La voce Consulenze è pari a 4.149 migliaia di euro, in incremento di circa 424 migliaia di euro rispetto al periodo precedente quando la voce ammontava a 3.725 migliaia di euro.

La voce Royalties è pari a 1.815 migliaia di euro alla fine del primo semestre 2025, in aumento di circa 57 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 2025 sono pari a 6.776 migliaia di euro, in decremento rispetto ai valori espressi nell'analogo periodo 8.122 migliaia di euro.

La voce Accantonamenti per rischi ammonta a 136 migliaia di euro, rispetto a 37 migliaia di euro al 30 giugno 2024.

La tabella seguente riporta il dettaglio del costo del personale.

(Euro/000)	I Semestre 2025	I Semestre 2024	Variazione
Salari, stipendi e oneri sociali	5.633	4.878	755
Oneri sociali	1.559	1.172	387
Trattamento di fine rapporto	220	232	(12)
Altri costi del personale	629	239	390
Totale costi del personale	8.041	6.521	1.520

30. AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

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

(Euro/000)	I Semestre 2025	I Semestre 2024	Variazione
Ammortamenti Immateriali	7.872	7.857	15
Ammortamenti Materiali	18.441	19.080	(639)
Totale ammortamenti e svalutazioni	26.313	26.937	(624)

La voce ammortamenti, in aumento con quanto rilevato nel precedente periodo, risulta pari a 26.313 migliaia di euro ed è riconducibile interamente all'ammortamento degli impianti operativi del Gruppo (nel primo semestre 2024 erano pari a 26.937 migliaia di euro).

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 2025 a 645 migliaia di euro.

31. PROVENTI (ONERI) FINANZIARI

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

(Euro/000)	I Semestre 2025	I Semestre 2024	Variazione
Proventi finanziari:
interessi da banche	1.259	2.043	(784)
proventi da strumenti derivati	430	1.902	(1.472)
proventi finanziari verso terzi	3.604	4.714	(1.110)
altri proventi finanziari	289	4	285
Totale Proventi finanziari	5.582	8.663	(3.081)
Oneri finanziari:
interessi su Prestito Obbligazionario	(17.192)	(13.059)	(4.133)
interessi e oneri finanziari	(4.701)	(6.390)	1.689
altri oneri finanziari	(533)	(208)	(325)
Totale Oneri finanziari:	(22.426)	(19.657)	(2.769)
Totale proventi ed oneri finanziari	(16.844)	(10.994)	(5.850)

Proventi finanziari

I Proventi finanziari sono pari a 5.582 migliaia di euro nel primo semestre 2025 in diminuzione rispetto allo scorso semestre di 3.081 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", la discesa dei tassi di interesse ha influito sui rendimenti rispetto allo scorso semestre.

I Proventi da strumenti derivati includono le variazioni del fair value degli strumenti derivati che non si sono qualificate di copertura alla data di valutazione del 30 giugno 2025 per 3 migliaia di euro e i proventi delle cedole IRS a valere sui contratti di finanziamento in project financing regolate nel corso del primo semestre 2025 per 430 migliaia di euro, i differenziali relativi agli strumenti derivati si sono ridotti rispetto allo scorso semestre per effetto della discesa dei tassi di interesse.

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 verifica il rispetto delle condizioni di efficacia delle coperture messe in atto.

Oneri finanziari

Gli oneri finanziari sono pari a 22.426 migliaia di euro (19.657 migliaia di euro al 30 giugno 2024) ed includono Interessi e oneri bancari a breve termine per 4.701 migliaia di euro, che si riferiscono principalmente a interessi maturati sull'utilizzo dei finanziamenti "project financing" e Interessi maturati sul prestito obbligazionario per 17.192 migliaia di euro. La voce altri oneri finanziari pari a 533 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.

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

I proventi netti da partecipazioni sono positivi per 1.026 migliaia di euro e si riferiscono principalmente a interessi attivi verso controllate, mentre erano positivi per 214 migliaia di euro nel primo semestre 2024, la variazione positiva rispetto allo scorso semestre è riconducibile all'incremento delle partecipazioni detenute con il metodo del patrimonio netto a seguito dell'operazione di equity recycling effettuata dal gruppo nell'ultimo trimestre del 2024.

33. IMPOSTE

Il dettaglio della voce Imposte è illustrato nella tabella seguente:

Euro migliaia	I Semestre 2025	I Semestre 2024	Variazione
Imposte correnti	(4.107)	(4.392)	285
Imposte Differite attive relative all'insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee	(1.575)	(5.751)	4.176
Imposte Differite Passive relative all'insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee	1.844	(8)	1.852
Imposte sul reddito nel conto economico consolidato	(3.838)	(10.151)	6.313

Imposte differite e imposte anticipate

La composizione delle imposte differite e anticipate al 30 giugno 2025 è la seguente:

	Stato patrimoniale consolidato			Altri Conto utili/(perdite) economico complessivi e consolidato altre variazioni		Conto economico consolidato
Valori in migliaia di euro	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	I Semestre 2025		I Semestre 2024
(A) Fondo imposte differite
passive Attualizzazione Trattamento Fine Rapporto	14	11	3	0	3	0
Imposte differite su differenze temporanee relative a Dividendi non imponibili e ammortamenti	(3.135)	(3.195)	60	60	0	(244)
Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease finanziari	(2.693)	(2.828)	135	135	0	135
Imposte differite su differenze temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo	(336)	(144)	(192)	(192)	0	0
Aggregazione aziendale (IFRS3)	(36.923)	(38.077)	1.154	1.154	0	1.443
Strumenti Derivati	(479)	(1.570)	1.091	1.856	(765)	(1.384)
Adeguamento ai principi contabili di Gruppo	(2.639)	(1.174)	(1.465)	(1.169)	(296)	42
Totale (A)	(46.191)	(46.977)	786	1.844	(1.058)	(8)
(B) Attività per Imposte anticipate
Imposte anticipate su differenze temporanee per iscrizioni di fondi rischi, ammortamenti	4.478	4.286	192	192	0	(8.470)
Strumenti Derivati	(222)	914	(1.136)	772	(1.908)	(2.054)
Rettifiche di consolidato ai fini dell'adeguamento del bilancio ai principi IFRS utilizzati dal Gruppo	(2.667)	(4.310)	1.643	823	820	(709)
Imposte anticipate su differenze temporanee relative ad eccedenze di interessi passivi	(75)	(50)	(25)	(25)	0	0
Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease operativi	347	335	12	12	0	19
Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo	844	873	(29)	(29)	0	(31)
Perdite disponibili per la compensazione con utili futuri tassabili	2.362	5.717	(3.355)	(3.355)	0	5.650
Altre differenze temporanee deducibili	19.698	19.663	35	35	0	(156)
Totale (B)	24.765	27.428	(2.663)	(1.575)	(1.088)	(5.751)
Attività per imposte differite nette	(21.426)	(19.549)	(1.877)	269	(2.146)	(5.759)
Imposte correnti				(4.107)		(4.392)
Totale imposte dell'esercizio				(3.838)		(10.151)

Attività per imposte anticipate e Fondo Imposte differite Passive

La differenza rispetto al 31 dicembre 2024 pari a 1.877 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.

Imposte correnti

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	18.034	(8.366)	9.668
Imposta teorica	5.785	112	5.897
Differenze permanenti	(6.138)	(8)	(6.146)
Differenze temporanee	8.896	0	8.896
Utilizzo perdite fiscali pregresse	(3.394)	0	(3.394)
Deduzione ACE	0	0	0
Altre variazioni in Consolidato Fiscale	(1.150)	0	(1.150)
Imposta effettiva	3.999	104	4.103
,PSRVWDHIIHWWLYD		n.a.	42,4
Altre imposte	5	0	5
Rettifiche di consolidamento	(2)	1	(1)
Totale imposte correnti	4.002	105	4.107
Imposte anticipate e differite	3.101	0	3.101
Rettifiche di consolidamento	(2.488)	(882)	(3.370)
Totale imposte anticipate e differite	613	(882)	(269)
Imposte d'esercizio	4.615	(777)	3.838

34. 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 2025.

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

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

Risultati sintetici

Euro migliaia	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Risultato netto attribuibile agli azionisti ordinari dalla gestione delle attività in funzionamento	5.830	17.940
Risultato di competenza di Azionisti Terzi	585	296
Utile (perdita) di periodo netta attribuibile agli azionisti della capogruppo	5.245	17.644
Numero Azioni in circolazione
Nr. azioni capitale sociale in circolazione	54.229.403	54.229.403
Azioni proprie alla data	639.131	691.480
Media ponderata delle azioni in circolazione	53.569.448	53.578.135
Utile per azione
(Euro)	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Risultato per azione	0,10	0,33

35. 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, Holding e Equity recycling.

Come già evidenziato nella relazione finanziaria annuale, a seguito dell'iniziativa 'equity recycling', intrapresa da Alerion nell'ultimo trimestre del 2024, in attuazione di quanto previsto dalle linee guida del piano industriale è stata individuata una nuova linea di business del Gruppo.

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), di Comiolica (situato in Spagna) e gli impianti fotovoltaici in Romania.

Ricavi operativi per Area Geografica	Periodo chiuso al 30 giugno 2025		Esercizio chiuso al 30 giugno 2024
(valori in Euro migliaia)	Euro migliaia	VX totale	Euro migliaia	VX totale
Italia Isole	31.011	47%	30.773	38%
Italia Continente	28.391	43%	43.781	54%
Spagna	1.810	3%	1.373	2%
Bulgaria	1.172	2%	1.020	1%
Romania	3.914	5%	4.595	5%
Ricavi Operativi	66.298		81.542

Settori di attività: Stato patrimoniale

	Attività operative			Holding	Consolidato
(euro/000)	30.06.2025	31.12.2024	30.06.2025	31.12.2024	30.06.2025	31.12.2024
ATTIVITA' NON CORRENTI:
Attività immateriali	286.986	266.102	0	0	286.986	266.102
Attività materiali	607.815	582.272	7.987	7.998	615.802	590.270
Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti	75.851	75.870	53.626	39.280	129.477	115.150
Altre attività non correnti	20.052	19.750	6.626	8.794	26.678	28.544
TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI	990.704	943.994	68.239	56.072	1.058.943	1.000.066
ATTIVITA' CORRENTI:
Rimanenze di magazzino	18.655	17.416	0	0	18.655	17.416
Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività finanziarie correnti	5.191	5.397	71.817	66.039	77.008	71.436
Crediti vari e altre attività correnti	56.275	57.802	25.312	29.526	81.587	87.328
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	60.544	56.848	193.604	459.023	254.148	515.871
TOTALE ATTIVITA' CORRENTI	140.665	137.463	290.733	554.588	431.398	692.051
TOTALE ATTIVITA'	1.131.369	1.081.457	358.972	610.660	1.490.341	1.692.117
PATRIMONIO NETTO	162.849	186.499	186.632	186.159	349.481	372.658
PASSIVITA' NON CORRENTI:					0	0
Passività finanziarie non correnti	113.164	94.502	782.923	778.882	896.087	873.384
Debiti vari ed altre passività non correnti	69.143	70.939	9.050	8.199	78.193	79.138
TOTALE PASSIVITA' NON CORRENTI	182.307	165.441	791.973	787.081	974.280	952.522
PASSIVITA' CORRENTI:
Passività finanziarie correnti	9.462	15.728	41.950	232.027	51.412	247.755
Debiti vari ed altre passività correnti	104.107	104.798	11.061	14.384	115.168	119.182
TOTALE PASSIVITA' CORRENTI	113.569	120.526	53.011	246.411	166.580	366.937
Finanziamenti intersegmento	672.644	608.991	(672.644)	(608.991)	0	0
TOTALE PASSIVITA'	968.520	894.958	172.340	424.501	1.140.860	1.319.459
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'	1.131.369	1.081.457	358.972	610.660	1.490.341	1.692.117

Settori di attività: Conto Economico

	Attività operative Holding			Consolidato
(euro/000)	I Semestre 2025	I Semestre 2024	I Semestre 2025	I Semestre 2024	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Ricavi operativi	66.298	81.542	0	0	66.298	81.542
Altri ricavi e proventi diversi	3.419	5.598	7.918	4.218	11.337	9.816
TOTALE RICAVI	69.717	87.140	7.918	4.218	77.635	91.358
Costi operativi	22.954	23.522	3.833	2.951	26.787	26.472
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	951	922	0	0	951	922
Ammortamenti e svalutazioni	25.870	26.533	443	404	26.313	26.937
RISULTATO OPERATIVO (EBIT)	21.844	38.008	3.642	864	25.486	38.871
Proventi (oneri) finanziari e da partecipazioni netti	(10.228)	(7.521)	(5.590)	(3.259)	(15.818)	(10.780)
RISULTATO ANTE IMPOSTE	11.616	30.487	(1.948)	(2.396)	9.668	28.091
Imposte di periodo					(3.838)	(10.151)
RISULTATO NETTO DERIVANTE DALLE ATTIVITA' DI FUNZIONAMENTO					5.830	17.940
RISULTATO NETTO DEL PERIODO					5.830	17.940
Risultato di competenza di Azionisti Terzi					443	296
RISULTATO NETTO DI COMPETENZA DEL GRUPPO					5.387	17.644

Attività Operative:

I Ricavi operativi del primo semestre 2025 ammontano a 66.298 migliaia di euro (81.542 migliaia di euro nel primo semestre 2024) e si riferiscono principalmente a:

• ricavi per vendita di energia elettrica per 59.225 migliaia di euro (70.359 migliaia di euro al 30 giugno 2024);
• ricavi da tariffa incentivante e da garanzie di origine per 7.073 migliaia di euro (11.183 migliaia di euro al 30 giugno 2024).

Prezzo medio di cessione

Nel primo semestre 2025 il ricavo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente e incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 170,6 euro per MWh, rispetto a 128,2 euro per MWh del primo semestre 2024. In particolare:

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel primo semestre 2025 è stato pari a 115,3 euro per MWh, rispetto a 86 euro per MWh del medesimo periodo 2024;
• il prezzo medio degli incentivi nel primo semestre 2025 è stato 55,3 (pari a 42,2 euro per MWh nel medesimo periodo 2024);

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 96,36 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 2025 è pari a 21.844 migliaia di euro (38.008 migliaia di euro nel primo semestre 2024) dopo ammortamenti e svalutazioni per 25.870 migliaia di euro (26.533 migliaia di euro al 30 giugno 2024).

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2025 sono pari a 894.801 migliaia di euro, la variazione rispetto al 31 dicembre 2024 è un incremento di 46.427 euro migliaia, ed è dovuta principalmente al proseguimento delle attività di sviluppo principalmente in Italia e in Romania.

Holding:

Al 30 giugno 2025 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.

36. 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 2024:

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 interesse. In tale ottica il Gruppo persegue le proprie finalità mediante il ricorso a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio-lungo termine. L'utilizzo di tali strumenti è regolato in base a prassi consolidate ispirate a criteri coerenti con le strategie di risk management del Gruppo.

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

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

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

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

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

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

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

Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non si qualificano di copertura sono rilevate nel conto economico dell'esercizio in cui si verificano; tutti i derivati in essere al 30 giugno 2025 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 2025 a seguito delle ripetute emissioni di Prestiti Obbligazionari a tasso fisso a partire da quella sottoscritta in data 3 novembre 2021 al tasso fisso del 2,25%, quella sottoscritta il 17 maggio 2022 al tasso fisso del 3,5%, quella sottoscritta in data 12 dicembre 2023 al tasso fisso del 6,75%, ed infine l'ultima in ordine di tempo sottoscritta in data 11 dicembre 2024 al tasso fisso del 4,75% 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).

37. DETTAGLIO DEI RAPPORTI CON PARTI CORRELATE E INFRAGRUPPO AL 30 GIUGNO 2025

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.

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 2025 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.

Si riportano di seguito i saldi relativi alle operazioni con parti correlate che si riferiscono principalmente a i) Ricavi di vendita di energia verso Fri-el Trading per 21.441 migliaia di euro, ii) Ricavi per consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società terze e di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto che nel primo semestre del 2025 ammontano complessivamente a 3.755 migliaia di euro iscritte nella voce "altri ricavi" (3.549 migliaia di euro al 31 dicembre 2024) e 1.026 migliaia di euro iscritte nella voce "Proventi (oneri) da partecipazioni".

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.	100	0	194	35
New Green Molise S.r.l.	773	4	3.510	65
Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	5	0	77	3
Tre Torri Energia S.r.l.	14	0	656	3
Bioenergia S.r.l.	169	0	8.636	0
Generai S.r.l.	141	0	9.153	0
Enermac S.r.l.	655	0	4.610	100
Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.)	234	0	3.661	50
Alerion Clean Power RO S.r.l.	269	0	17.350	53
Mitoc Partners S.r.l.	25	0	25	0
Totale Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	2.384	4	47.872	309
Parti Correlate:
Gruppo FRI EL Green Power	23.575	1.697	7.943	4.233
Wind Development S.r.l.	0	44	0	17
Simest S.p.A.	0	539	0	22.152
Totale parti correlate	23.575	2.279	7.943	26.403
Totale	25.959	2.283	55.815	26.712

Si segnala che i ricavi verso il Gruppo FRI-EL, pari a 23.575 migliaia di euro sono riconducibili sostanzialmente i) alla vendita di energia elettrica verso Fri-el Trading S.r.l.; ii) al riaddebito di personale dipendente in capo ad Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l..

I costi verso il Gruppo FRI-EL, pari a 1.697 migliaia di euro, si riferiscono principalmente a i) canoni per servizi di asset management per 634 migliaia di euro; ii) servizi amministrativi per 379 migliaia di euro, iii) spese per godimento di beni di terzi per 110 migliaia di euro e iv) costi per energia elettrica per 126 migliaia di euro. I contratti per il primo genere di servizi 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.

	Parti correlate
(valori in euro/000)	Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto	Gruppo FRI EL Green Power	Wind Development S.r.l.	Simest S.p.A.	Totale
Crediti commerciali	1.944	4.529	0	0	6.473
totale crediti commerciali	14.874	14.874	14.874	14.874	14.874
incidenza	13,1%	30,4%	0%	0%
Crediti tributari	0	287	0	0	287
totale crediti tributari	4.183	4.183	4.183	4.183	4.183
incidenza	0%	6,9%	0%	0%
Altri crediti	740	890	0	0	1.630
totale crediti vari ed altre attività correnti	62.530	62.530	62.530	62.530	62.530
incidenza	1,2%	1,4%	0%	0%
Crediti finanziari correnti	0	0	0	0	0
totale crediti finanziari correnti	73.786	73.786	73.786	73.786	73.786
incidenza	0,0%	0%	0%	0%
Crediti finanziari non correnti	45.188	2.238	0	0	47.426
totale crediti finanziari non correnti	57.909	57.909	57.909	57.909	57.909
incidenza	78,0%	3,9%	0%	0%
Passività finanziarie non correnti	2	0	0	22.110	22.112
totale passività finanziarie non correnti	895.807	895.807	895.807	895.807	895.807
incidenza	0,0%	0%	0%	2,5%
Debiti vari ed altre passività non	0	0	0	0	0
correnti totale debiti vari ed altre passività	19.613	19.613	19.613	19.613	19.613
non correnti
incidenza	0,0%	0%	0%	0%
Passività finanziarie correnti	0	0	0	42	42
totale passività finanziarie correnti incidenza	51.217 0,0%	51.217 0%	51.217 0%	51.217 0,1%	51.217
Debiti commerciali correnti totale debiti commerciali correnti	9 66.148	1.642 66.148	17 66.148	0 66.148	1.669 66.148
incidenza	0,0%	2,5%	0%	0%
Debiti tributari	0	2.591	0	0	2.591
totale debiti tributari	35.840	35.840	35.840	35.840	35.840
incidenza	0,0%	7,2%	0%	0%
Debiti vari ed altre passività correnti	299	0	0	0	299
totale debiti vari e altre passività	13.180	13.180	13.180	13.180	13.180
correnti
incidenza	2,3%	0%	0%	0%
Fondi per rischi ed oneri futuri	0	0	0	0	0
totale fondi per rischi ed oneri futuri	10.633	10.633	10.633	10.633	10.633
incidenza	0,0%	0%	0%	0%
Vendite energia elettrica	0	21.441	0	0	21.441
totale vendita energia elettrica	59.225	59.225	59.225	59.225	59.225
incidenza	0,0%	36,2%	0%	0%
Altri ricavi e proventi diversi	1.621	2.134	0	0	3.755
totale altri ricavi e proventi diversi	11.337	11.337	11.337	11.337	11.337
incidenza	14,3%	18,8%	0%	0%
Altri costi operativi	4	1.696	44	0	1.744
totale altri costi operativi incidenza	18.610 0,0%	18.610 9,1%	18.610 0,2%	18.610 0%	18.610
Proventi (oneri) finanziari	0	(0)	0	(539)	(539)
totale proventi (oneri) finanziari	(16.844)	(16.844)	(16.844)	(16.844)	(16.844)
incidenza	0,0%	0,0%	0,0%	3,2%
Proventi (oneri) da partecipazioni	763	0	0	0	763
totale proventi (oneri) da
partecipazioni	1.026	1.026	1.026	1.026	1.026
incidenza	74,4%	0%	0%	0%

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..

39. CONTROVERSIE LEGALI

Si riportano di seguito le controversie legali in essere al 30 giugno 2025.

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 coobbligate 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 coobbligazione 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 coobbligate, 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_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

Alerion Real Estate S.r.l. in Liquidazione e Alerion S.p.A. hanno impugnato con controricorso presso la Corte di Cassazione il ricorso 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.

Vertenze legali su altre società del gruppo

Contenzioso IRES - deducibilità interessi passivi

L'Agenzia delle Entrate – Direzione Provinciale di Agrigento ha emesso nei confronti della Società quattro distinti avvisi di accertamento per un totale di euro 1,3 milioni, 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 Corte di Giustizia Tributaria (di seguito "CGT") di primo grado di Agrigento ha respinto nell'agosto del 2015 i ricorsi presentati dalla Società avverso tali avvisi di accertamento.

La Società ha poi proposto appello, deducendo la illegittimità delle sentenze della CGT di primo grado di Agrigento, impugnate per difetto di motivazione e insussistenza della pretesa fiscale. Nel mese di aprile 2016 la CGT di secondo grado 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 €/mio 0,7, oltre a sanzioni e interessi legali, in riduzione rispetto all'importo originario di €/mio 1,3, 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 della stessa nella trattazione del ricorso in sede di Cassazione.

La Società 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 €/mio 0,4 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 €/mio 0,9 con riferimento alle annualità 2008 e 2009. Il versamento delle rate si è concluso nel dicembre 2023.

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 sono esposti tra i crediti vari e sono stati valutati come recuperabili.

Contenzioso IRES – IRAP – 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. Nel 2023 le Società si sono avvalse della facoltà di definire i contenziosi pendenti in Cassazione in via agevolata ai sensi dell'art. 1 commi 186 ss. Legge 197/2022, previo versamento di complessivi 0,1 euro milioni (pari al 5% delle maggiori imposte accertate), sulla base della valutazione dei difensori costituiti che hanno messo in luce la oggettiva convenienza economica della definizione stragiudiziale, che ha comportato un esborso pari a meno del 2% del rischio complessivo dei contenziosi (considerando maggiori imposte, sanzioni ed interessi). I giudizi in Cassazione sono ancora pendenti, si è in attesa della declaratoria di estinzione per cessazione della materia del contendere.

Contenzioso catastale e IMU pre Legge 208/2015

Si segnala che per gli esercizi precedenti al 2016 sono tuttora pendenti dei giudizi catastali con l'Agenzia delle Entrate in merito agli accertamenti sulle rendite catastali. per le società Callari S.r.l. e Minerva S.r.l. A seguito di tali accertamenti, risultano pendenti giudizi anche in materia di IMU. Le Società hanno pertanto provveduto ad accantonare fondi per un importo complessivo pari a 437 migliaia di Euro (986 migliaia di Euro al 31 dicembre 2024). La riduzione dell'accantonamento è riconducibile alla definizione della lite per IMU relativamente alla società Renergy San Marco S.r.l.

Contenzioso catastale e IMU 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, tuttavia, sono stati notificati ad alcune società del Gruppo gli avvisi di accertamento catastale, con i quali sono state aumentate le rendite catastali degli aerogeneratori a seguito dell'inclusione della torre e di altre componenti nella base di calcolo. Le società hanno proposto ricorso e, alla data del Prospetto Informativo, tali contenziosi risultano ancora pendenti.

Con la circolare n. 28/E del 16 ottobre 2023, l'Agenzia delle Entrate ha fornito chiarimenti in merito alla determinazione della rendita catastale, con particolare riguardo alla computabilità, ai fini della stima diretta, del valore della torre di sostegno. Al riguardo, alla luce dell'orientamento espresso dalla più recente giurisprudenza, l'Agenzia ha escluso dalla stima catastale il valore della torre.

Alla luce di quanto sopra, l'Agenzia ha invitato le strutture territoriali a riesaminare le controversie e ad abbandonare la pretesa alla maggior rendita accertata riferita alla torre eolica.

Tenuto conto dell'ormai consolidatosi orientamento della Corte di Cassazione e dalla recente citata Circolare 28E, con riferimento ai contenziosi catastali, il rischio di soccombenza relativamente al maggior importo delle rendite catastali derivante dall'inclusione da parte dell'Amministrazione Finanziaria della torre nel loro calcolo si ritiene ormai qualificabile come remoto, il rischio relativo agli ulteriori elementi delle rettifiche operate dall'Amministrazione Finanziaria alle rendite catastali, dato l'ancora variegato orientamento della giurisprudenza in merito, può stimarsi, quantomeno prudenzialmente, ancora probabile. L'esito dei contenziosi IMU è ovviamente dipendente da quello delle controversie catastali, per cui il relativo rischio fiscale è a queste ultime correlato e analogo.

Si segnala che, al 30 giugno 2025, il fondo rischi stanziato ammonta a 1,3 milioni di Euro (1,2 milioni di euro Euro al 31 dicembre 2024.

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.

Nel 2023 le due società hanno provveduto ad impugnare la previsione regolamentare approvata dalla Provincia di Foggia dinanzi al TAR Puglia poiché è difforme dalla sentenza del Consiglio di Stato sopra citata, ed hanno provveduto al versamento del contributo CUP nella misura che si è riputata idonea. . Il TAR ha conformato il ricorso delle società ma risulta gravato da appello presentato dalla Provincia di Foggia. Le società si costituiranno in giudizio nei termini di legge.

Le società hanno provveduto ad accantonare euro 0,1 milioni pari al maggior contributo preteso.

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

Il ricorso introduttivo è stato notificato nel mese di settembre 2022 e ha avuto ad oggetto l'annullamento delle delibere attuative emanate da ARERA, nella parte in cui l'art. 15 del D.L. n. 4/2022 ha introdotto una misura straordinaria (c.d. "meccanismo a due vie"), applicabile a determinate tipologie di impianti rinnovabili (impianti fotovoltaici incentivati e impianti rinnovabili – inclusi gli eolici – non incentivati e in esercizio dal 2010).

Con sentenza n. 357/2023 il TAR Milano accoglieva il giudizio pilota R.G. 1770/2022 – promosso da operatore – e per l'effetto annullava gli atti applicativi di ARERA, ritenendo che: (i) sebbene la contrarietà della norma al Regolamento UE non fosse oggetto di autonoma censura, lo stesso costituisse un canone ermeneutico utile alla valutazione della conformità dell'art. 15 bis con l'ordinamento comunitario nel suo complesso; (ii) l'art. 15 bis, almeno sotto il profilo dell'interpretazione letterale, contrasta con il diritto comunitario e nazionale, non consentendo di assicurare "la copertura dei costi di esercizio e di investimento", né di incidere solo sugli "utili inframarginali" effettivamente realizzati; (iii) è comunque possibile un'interpretazione dell'art. 15 bis conforme al dettato costituzionale e comunitario.

La richiamata sentenza veniva sospesa dal Consiglio di Stato con ordinanza del 22 marzo 2023 n. 1126 (udienza di merito per il 5 dicembre 2023), resa nel giudizio di appello R.G. 10025/2022: il giudice di appello - pur non condividendo le statuizioni del Giudice di primo grado circa l'estensione del potere regolatorio dell'ARERA – ha ritenuto impregiudicata ogni valutazione sulla compatibilità delle disposizioni sub iudice con la normativa europea sopravvenuta (e.g., Regolamento UE 1854/2022), laddove contenuta in specifici motivi di censura.

Alla luce di tali sviluppi il TAR Milano ravvisava la necessità di valutare la conformità dell'art. 15 bis del D.L. 4/2022 al Regolamento UE e fissava per il 21 giugno 2023 udienza tematica per la discussione dei ricorsi ancora pendenti.

In particolare, il TAR Milano, nell'ambito del giudizio R.G. 1764/2022, emanava l'ordinanza n. 1744/2023 del 7 luglio 2023, con cui ravvisava un potenziale contrasto dell'art. 15 bis con la normativa eurounitaria e, per l'effetto, sottoponeva i seguenti quesiti alla Corte di Giustizia dell'Unione Europea.

Il giudizio veniva iscritto dalla Cancelleria della Corte di Giustizia dell'Unione Europea al numero di causa C – 423/23; all'udienza del 6 novembre 2024 il giudizio è stato discusso e si è in attesa della decisione da parte della Corte.

Solo a valle della decisione della Corte di Giustizia dell'Unione Europea, verranno definiti anche i giudizi pendenti innanzi al TAR Milano. Ci attendiamo una decisione da parte del TAR entro la fine del 2025.

Preso atto della pendenza innanzi alla Corte di Giustizia dell'Unione Europea del giudizio di rimessione C – 423/23, il Consiglio di Stato ha rinviato a data da destinarsi la discussione del giudizio di appello R.G. 10025/2022.

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 decreto-legge 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. Il ricorso introduttivo è stato notificato nel mese di settembre 2022 e ha avuto ad oggetto l'annullamento del provvedimento del Direttore dell'Agenzia delle entrate prot. n. 221978 del 17 giugno 2022, con cui l'Agenzia delle Entrate, ha dato attuazione all'art. 37 del D.L. 21/2022, imponendo in capo a tutti gli operatori che operano nel mercato dell'energia il pagamento del c.d. contributo solidaristico previsto dalla norma primaria.

Successivamente alla proposizione del ricorso originario ed alla pubblicazione del Regolamento UE 6 ottobre 2022, n. 2022/1854, la Società, con atto di motivi aggiunti notificato in data 29 novembre 2022, ampliava l'ambito del giudizio, censurando il diretto contrasto dell'art. 37 DL 21/2022 e dei provvedimenti attuativi con il medesimo Regolamento UE.

Nei primi mesi del 2023 si è tenuta l'udienza pubblica per la discussione del merito dei giudizi, all'esito delle quali il TAR ha disposto la sospensione ai sensi del combinato disposto degli artt. 79 e 295 c.p.c. per le seguenti ragioni:

i. in controversie vertenti sui medesimi atti impugnati sono stati proposti diversi ricorsi per cassazione per motivi attinenti alla giurisdizione ai sensi dell'art. 362, primo comma, c.p.c., e che la questione di giurisdizione ha carattere prioritario, sul piano logico-giuridico, rispetto a tutte le altre dedotte in giudizio, disponeva in attesa della decisione circa la questione di giurisdizione delle Sezioni Unite della Corte di Cassazione. Con sentenza pubblicata il 19 ottobre 2023, numero di raccolta 29035/2023, le Sezioni Unite hanno stabilito la giurisdizione del giudice amministrativo a definire le controversie – come la presente - aventi ad oggetto i provvedimenti attuativi l'art. 37 del DL n. 21/2022 in quanto atti amministrativi a contenuto generale, pacificamente impugnabili avanti al Giudice Amministrativo, in virtù della previsione di cui all'art. 7, commi 1 e 4 del codice del processo amministrativo. Ci aspettiamo che il merito dei giudizi venga deciso dal TAR Roma entro la fine dell'esercizio 2025.

ii. la Corte di Giustizia Tributaria di primo grado, investita delle medesime questioni in contenziosi sostanzialmente analoghi, vista la prospettazione di molteplici profili di illegittimità costituzionale delle norme che disciplinano la materia, ha sollevato dinanzi alla Corte Costituzionale la questione di legittimità delle dette norme per violazione degli artt. 3, 23, 41, 42, 53, 117 della Costituzione e, in via mediata, dell'art. 1 del Primo Protocollo Cedu. Con sentenza n. 111/2024 la Corte Costituzionale ha ritenuto infondate le questioni di legittimità costituzionale dell'art. 37 DL n.21/2022.

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

I ricorsi introduttivi promossi dalle società del Gruppo sono stati notificati nel mese di aprile 2023 e hanno avuto ad oggetto l'annullamento dei provvedimenti assunti dall'Agenzia delle Entrate per l'applicazione all'art. 1, commi 115 e ss. della Legge 28 dicembre 2022, n. 197, per chiederne la riforma, previa concessione di misura cautelare.

Il TAR Roma ha inizialmente rigettato l'istanza di tutela cautelare; la le Società hanno promosso appello cautelare innanzi al Consiglio di Stato, il quale ha imposto al TAR Roma, ai sensi dell'art. 55, co. 10 del Codice del processo amministrativo, di fissare in tempi brevi l'udienza pubblica per la discussione del merito dei giudizi.

Il TAR Roma ha fissato solo per alcuni giudizi pilota – ivi incluso un giudizio che vede coinvolta una società assistita dal DLA Piper – l'udienza di discussione per il 21 novembre 2023.

A seguito di tale udienza, il TAR Roma, con ordinanza n. 733/2024 del 16 gennaio 2024, ha sollevato la questione di legittimità costituzionale dell'art. 1, commi 115 e ss. della Legge 28 dicembre 2022, n. 197 con riferimento agli artt. 3, 53 e 117 della Costituzione, e in particolare:

1. Il TAR ha ritenuto esistente un contrasto della norma nazionale con i vincoli derivanti dall'ordinamento comunitario e, nello specifico, dal Regolamento UE 1854/2022;

2. Il TAR ha ritenuto che le disposizioni citate non sarebbero idonee ad individuare e determinare puntualmente gli extraprofitti realizzati che la norma intende tassare con fine perequativo, con conseguente violazione anche degli artt. 3 e 53 della Costituzione e, dunque, dei principi di uguaglianza e di capacità contributiva.

All'udienza del 28 gennaio 2025 la Corte Costituzionale, con ordinanza n. 21/2025, ha deciso di sottoporre la questione pregiudiziale di compatibilità alla Corte di Giustizia dell'Unione Europea. Nell'attesa, il giudizio avanti la Corte Costituzionale è sospeso.

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. Il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) potrebbe prelevare 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.

Nel maggio 2025, alcune società del Gruppo ("Le Società") hanno proposto ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale avverso la delibera ARERA ed al Regolamento Tecnico del GSE per l'applicazione del maccanismo c.d. "Price Cap".

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]

Si riporta di seguito il dettaglio ci composizione della voce Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto:

(Euro/000)	Risultato 30.06.2025	SRVVHVVR	Risultato pro quota
New Green Molise S.r.l.	3.420	50,00%	1.710
Ecoenergia Campania S.r.l.	223	50,00%	112
Alerion Clean Power RO S.r.l.	(1.263)	49,00%	(632)
Mitoc Partner S.r.l.	(108)	36,75%	(44)
Phoenix Catalyst S.r.l.	(7)	36,75%	(4)
Phoenix Ceres S.r.l.	(5)	36,75%	(3)
Phoenix Genesis S.r.l.	(77)	36,75%	(31)
Phoenix Nest S.r.l.	(12)	36,75%	(6)
Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.	(8)	50,00%	(4)
Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.)	(279)	50,00%	(140)
Tre Torri Energia S.r.l.	(14)	49,00%	(7)
Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	1.870		951

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 2025.

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)

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	5.512	5.889
Attività correnti	2.570	2.423
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	2.091	1.851
Totale attività	8.082	8.312
Patrimonio netto	4.291	4.595
Passività non correnti	371	373
Passività correnti	3.420	3.344
Totale passività e patrimonio netto	8.082	8.312
	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Ricavi	1.214	1.191
Costi	(991)	(873)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(372)	(374)
di cui Interessi Passivi	(8)	(8)
di cui Imposte sul reddito	(106)	(145)
Risultato netto	223	318
Dividendi distribuiti	(527)	(1.298)
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	4.291	4.595
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	2.146	2.298

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)

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	47.878	50.151
Attività correnti	9.406	10.774
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	7.492	6.620
Totale attività	57.284	60.925
Patrimonio netto	34.594	39.267
Passività non correnti	9.308	8.550
di cui Passività finanziarie non correnti	8.893	8.160
Passività correnti	13.382	13.108
di cui Passività finanziarie correnti	447	1.277
Totale passività e patrimonio netto	57.284	60.925
	I Semestre	I Semestre
	2025	2024
Ricavi	8.815	6.708
Costi	(5.395)	(4.768)
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(2.077)	(2.070)
di cui Interessi Passivi	(165)	(42)
di cui Imposte sul reddito	(1.659)	(1.155)
Risultato netto	3.420	1.940
Dividendi distribuiti	(8.093)	(4.610)
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	34.594	39.267
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%

Tre Torri Energia S.r.l.

Tre Torri Energia S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica. Alerion possiede il 49% 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 2025, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Tre Torri Energia S.r.l.

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	557	553
Attività correnti	200	216
Totale attività	757	769
Patrimonio netto	102	116
Passività non correnti	656	651
di cui Passività finanziarie non correnti	(1)	2
Totale passività e patrimonio netto	757	769
	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Ricavi	0	3
Costi	(14)	(16)
Risultato netto	(14)	(13)
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	102	116
Percentuale posseduta nella partecipazione	49%	49%
Valore di carico della partecipazione

Alerion Clean Power RO S.r.l.

Alerion Clean Power RO S.r.l. è una holding pura di partecipazioni per le società progetto necessarie allo sviluppo del business in Romania. La società detiene la partecipazione nelle società Mitoc Partners S.r.l., Phoenix Catalist S.r.l., Phoenix Ceres S.r.l., Phoenix Genesis S.r.l. e Phoenix Nest S.r.l., ciascuna titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica.

Alerion possiede il 49% delle quote sociali della società Alerion Clean Power RO S.r.l. 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 2025, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Alerion Clean Power RO S.r.l.

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	10.752	10.309
Attività correnti	4.056	318
Totale attività	14.808	10.626
Patrimonio netto	(2.669)	(1.454)
Passività non correnti	17.168	11.873
di cui Passività finanziarie non correnti	17.168	11.873
Passività correnti	308	207
di cui Passività finanziarie correnti	56	57
Totale passività e patrimonio netto	14.808	10.626
	I Semestre	I Semestre
	2025	2024
Ricavi	0	11
Costi	(1.263)	(360)
Risultato netto	(1.263)	(349)
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	(2.669)	(1.454)
Percentuale posseduta nella partecipazione	49%	49%

Mitoc Partners S.r.l.

Mitoc Partners S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 36,75% 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 2025, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Mitoc Partners S.r.l.

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	5.618	4.439
Attività correnti	368	119
Totale attività	5.985	4.557
Patrimonio netto	3.134	3.287
Passività non correnti	1.245	1.140
di cui Passività finanziarie non correnti	1.245	1.140
Passività correnti	1.606	130
Totale passività e patrimonio netto	5.985	4.557
	I Semestre	I Semestre
	2025	2024
Costi	(108)	(42)
Risultato netto	(108)	(42)
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	3.134	3.287
Percentuale posseduta nella partecipazione	36,75%	36,75%
Valore di carico della partecipazione	1.152	1.208

Phoenix Catalyst S.r.l.

Phoenix Catalyst S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 36,75% 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 2025, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Catalyst S.r.l.

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	589	592
Attività correnti	13	13
Totale attività	602	605
Patrimonio netto	497	507
Passività non correnti	93	86
di cui Passività finanziarie non correnti	93	86
Passività correnti	12	12
Totale passività e patrimonio netto	602	605
	I Semestre	I Semestre
	2025	2024
Costi	(7)	(1)
Risultato netto	(7)	(1)
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	497	507
Percentuale posseduta nella partecipazione	36,75%	36,75%
Valore di carico della partecipazione	183	186

Phoenix Ceres S.r.l.

Phoenix Ceres S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 36,75% 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 2025, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Ceres S.r.l.

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	591	592
Attività correnti	13	13
Totale attività	604	605
Patrimonio netto	499	507
Passività non correnti	93	86
di cui Passività finanziarie non correnti	93	86
Passività correnti	12	12
Totale passività e patrimonio netto	604	605
	I Semestre	I Semestre
	2025	2024
Costi	(5)	(1)
Risultato netto	(5)	(1)
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	499	507
Percentuale posseduta nella partecipazione	36,75%	36,75%
Valore di carico della partecipazione	183	186

Phoenix Genesis S.r.l.

Phoenix Genesis S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 36,75% 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 2025, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Genesis S.r.l.

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	594	592
Attività correnti	24	13
Totale attività	618	605
Patrimonio netto	427	505
Passività non correnti	193	82
di cui Passività finanziarie non correnti	193	82
Passività correnti	(2)	18
Totale passività e patrimonio netto	618	605
	I Semestre	I Semestre
	2025	2024
Costi	(77)	(1)
Risultato netto	(77)	(1)
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	427	505
Percentuale posseduta nella partecipazione	36,75%	36,75%
Valore di carico della partecipazione	157	186

Phoenix Nest S.r.l.

Phoenix Nest S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 36,75% 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 2025, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Nest S.r.l.

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	572	522
Attività correnti	33	22
Totale attività	605	544
Patrimonio netto	229	240
Passività non correnti	365	293
di cui Passività finanziarie non correnti	365	293
Passività correnti	11	11
Totale passività e patrimonio netto	605	544
	I Semestre	I Semestre
	2025	2024
Costi	(12)	(1)
Risultato netto	(12)	(1)
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	229	240
Percentuale posseduta nella partecipazione	36,75%	36,75%
Valore di carico della partecipazione	84	88

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 2025, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

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

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	203	199
Attività correnti	49	55
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	32	44
Totale attività	252	254
Patrimonio netto	153	161
Passività non correnti	95	80
di cui Passività finanziarie non correnti	89	75
Passività correnti	4	13
di cui Passività finanziarie correnti	0	11
Totale passività e patrimonio netto	252	254
	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Ricavi	0	0
Costi	(8)	(11)

Risultato netto	(8)	(11)
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	153	161
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	77	80

Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.)

Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.) è una società titolare di un parco eolico operativo, nel comune di Cerignola, di potenza complessiva pari a 11 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 2025, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Alperion S.r.l. (Naonis Wind S.r.l.) (Euro/000)

	30.06.2025	31.12.2024
Attività non correnti	201.894	193.035
Attività correnti	18.910	14.621
di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	13.442	9.710
Totale attività	220.804	207.656
Patrimonio netto	98.368	99.841
Passività non correnti	111.483	81.914
di cui Passività finanziarie non correnti	79.861	49.924
Passività correnti	10.953	25.901
di cui Passività finanziarie correnti	3.654	17.071
Totale passività e patrimonio netto	220.804	207.656
	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Ricavi	6.235	0
Costi	(6.514)	0
di cui Svalutazioni e ammortamenti	(3.473)	0
di cui Interessi Passivi	(1.568)	0
di cui Imposte sul reddito	(149)	0
Risultato netto	(279)	0
Conto economico complessivo
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura Cash flow hedge relativa a società la cui partecipazione è valutata con il metodo del Patrimonio Netto	47	153
Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge	(11)	(37)
Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale	36	116
Dividendi distribuiti	(1.230)	0
	30.06.2025	31.12.2024
Attività nette	98.368	99.841
Percentuale posseduta nella partecipazione	50%	50%
Valore di carico della partecipazione	49.184	49.921

Si segnala che alla data della presente relazione le società sopra riportate hanno rispettato i covenant finanziari dei rispettivi contratti di finanziamento in project financing.

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.

Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale

ai sensi dell'art. 154 bis, comma 5, del Decreto Legislativo del 24 febbraio 1998, n.58 e dell'art. 81-ter del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 sensidell'art. 154 bis, comma 5, delDecretoLegislativo del24 1998, n.58 edell'art. 81-terdelRegolamentoConsob 11971 del14 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: 1. I sottoscritti Gostner e StefanoFrancavilla, in qualità Amministratore Delegato e di Dirigente Preposto alla redazione dei documenti di Alerion Clean Power S.p.A., attestano, tenuto anche di
     -
  2. l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa; - l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione ^e 1998, l'effettivaapplicazione delle procedure amministrative contabili
  3. Bilancio Consolidato semestrale abbreviato nel corso del primo semestre 2025. Bilancio nel del
• 1. Si attesta, inoltre, che: 2. Si attesta, inoltre, che:

incertezze

• 2.1 Il Bilancio Consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025: - è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti dalla 2.1 Il Bilancio Consolidato semestrale abbreviato al ³⁰ giugno 2025:è in conformitàai dalla
  • Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n.1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002; Comunità ai del (CE) e del Consiglio del ¹⁹ luglio
  • corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili; - è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione corrispondealle dei libri delle fornire e della situazione

principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell'esercizio. La relazione intermedia

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 patrimoniale, economicae finanziaria dell'emittente ^e dell'insieme delle inclusenel 2.2 La relazione intermedia sulla gestione comprende un'analisi dei agli eventi importanti chesi sono verificati nei primi sei mesi dell'esercizio ^e alla loro sul Bilancio unitamente ad una

sulla gestione comprende, altresì, un'analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate. Milano, 30 luglio 2025 Josef Gostner Stefano Francavilla rilevanti con Milano, 30 luglio Gostner Stefano

L'Amministratore Delegato Il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari L'Amministratore Delegato Il Dirigente Prepostoalla dei documenti contabilisocietari

operazioni

KPMG S.p.A. Revisione e organizzazione contabile Via Vittor Pisani, 25 20124 MILANO MI Telefono +39 02 6763.1 Email it-fmauditaly@kpmg.it PEC kpmgspa@pec.kpmg.it

Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato

Agli Azionisti della Alerion Clean Power S.p.A.

Introduzione

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

Portata della revisione contabile limitata

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

Conclusioni

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

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

Ancona Bari Bergamo Bologna Bolzano Brescia Catania Como Firenze Genova Lecce Milano Napoli Novara Padova Palermo Parma Perugia Pescara Roma Torino Treviso Trieste Varese Verona

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

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

Milano, 31 luglio 2025

KPMG S.p.A.

- -

Silvia Di Francesco Socio