Informazione Regolamentata n. 0118-21-2019		Data/Ora Ricezione 15 Maggio 2019 07:45:32	MTA
Societa'	:	ERG
Identificativo Informazione Regolamentata	:	118513
Nome utilizzatore	:	ERGN01 - Marescotti
Tipologia	:	REGEM; 3.1
Data/Ora Ricezione	:	15 Maggio 2019 07:45:32
Data/Ora Inizio Diffusione presunta	:	15 Maggio 2019 07:45:37
Oggetto	:	Il CdA approva il Resoconto Intermedio sulla Gestione al 31/03/19-The BoD as at 31/03/19	approves the Interim Report on Operations
Testo del comunicato

Comunicato stampa

Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. approva il Resoconto Intermedio sulla Gestione al 31 marzo 2019

MOL consolidato adjusted¹ : 164 milioni di Euro, 162 milioni nel primo trimestre 2018 adjusted

Risultato netto di Gruppo adjusted: 54 milioni di Euro, 56 milioni nel primo trimestre 2018 adjusted

Genova, 15 maggio 2019 – Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A., riunitosi ieri, ha approvato il Resoconto Intermedio sulla Gestione al 31 marzo 2019.

Risultati finanziari consolidati adjusted

Principali dati economici (milioni di Euro)	Primo trimestre
	2019	2018	Var. %
MOL	164	162	+1%
Risultato operativo netto	92	94	-2%
Risultato netto di Gruppo	54	56	-4%

	31.03.19	31.12.18	Variazione
Indebitamento finanziario
netto (milioni di Euro)	1.514	1.343	+171
Leverage2	44%	42%

Luca Bettonte Amministratore Delegato di ERG ha commentato: "Il Margine Operativo Lordo del trimestre è in crescita rispetto allo scorso anno, grazie all'Eolico, che ha beneficiato della maggiore capacità installata in Francia in un contesto generale di buona ventosità, ed al Fotovoltaico, il cui contributo è più che raddoppiato a seguito della recente acquisizione di Andromeda. Questi risultati hanno più che compensato il minore contributo dell'Idroelettrico, segmento caratterizzato da un'idraulicità molto bassa se confrontata con gli apporti eccezionali registrati nel primo trimestre dello scorso anno. I risultati nel Termoelettrico sono sostanzialmente in linea con lo scorso anno, grazie alle continue azioni di efficienza operativa e nonostante il minor contributo dei titoli di efficienza energetica. Il Gruppo sta perseguendo il proprio percorso di crescita previsto nel Piano Industriale, ed in tale contesto siamo molto soddisfatti del successo ottenuto dall'emissione del primo Green Bond, che conferma la grande fiducia da parte degli investitori nel nostro Piano Industriale e nel nostro modello di sviluppo sostenibile. Per il 2019 confermiamo le guidance di inizio anno con l'EBITDA atteso tra i 495 e i 515 milioni di euro, gli investimenti fra i 340 e i 370 milioni di euro e l'indebitamento netto fra i 1.360 e i 1.440 milioni."

¹ Al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale dei business i risultati economici sono esposti con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items): tali risultati sono indicati con la definizione "adjusted". Per la definizione degli indicatori e la riconciliazione dei relativi importi si rimanda a quanto indicato nella specifica sezione del presente Comunicato "Indicatori Alternativi di Performance"

² Rapporto fra i debiti finanziari totali netti (incluso il project financing) ed il capitale investito netto

Premesse

Indicatori alternativi di performance (IAP) e Risultati adjusted

Nel presente documento sono utilizzati alcuni Indicatori Alternativi di Performance (IAP) che sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai principi contabili internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo.

Tali indicatori alternativi sono utilizzati dal Gruppo al fine di agevolare la comunicazione delle informazioni sui risultati dei business nonché sull'indebitamento finanziario netto.

Si precisa infine che, al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale dei business, i risultati economici sono esposti con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items): tali risultati sono indicati con la definizione "Risultati adjusted".

IFRS 16

A partire dal 1° gennaio 2019, è stato applicato il principio IFRS 16.

Il Gruppo, in qualità di locatario, ha rilevato nuove passività per leasing e maggiori asset per Diritto di utilizzo ("right of use") per circa 63 milioni al 1° gennaio 2019 correlate principalmente al business Eolico e relativi all'utilizzo di terreni, magazzini, immobili, attrezzature, sottostazioni e parco macchine.

L'applicazione del nuovo Principio ha modificato la natura e la rappresentazione a conto economico dei costi per leasing operativi: tali costi sono ora rilevati come ammortamento dei diritti d'utilizzo e come oneri finanziari correlati al debito legato all'attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione. Precedentemente, il Gruppo contabilizzava i costi per leasing operativi a quote costanti lungo la durata del leasing, sostanzialmente in linea con la manifestazione finanziaria dei relativi canoni.

L'applicazione del principio IFRS 16 ha comportato quindi:

il miglioramento del Margine Operativo Lordo nella misura dei canoni di locazione che rientrano nello scope dell'IFRS 16, pari a circa 1,8 milioni nel primo trimestre 2019;
l'incremento (65 milioni al 31 marzo 2019) dell'indebitamento finanziario netto e del capitale investito netto in relazione all'applicazione del metodo patrimoniale indicato dal nuovo principio;
maggiori ammortamenti (1,5 milioni) e maggiori oneri finanziari (0,8 milioni) legati all'applicazione del metodo patrimoniale di cui sopra.

In sede di prima applicazione, ERG si è avvalsa della facoltà di utilizzare il metodo retroattivo modificato, senza effettuare quindi il restatement degli esercizi precedenti posti a confronto.

In considerazione di quanto sopra, al fine di rappresentare la marginalità dei business si è ritenuto opportuno esporre, nel Conto Economico adjusted, i costi di locazione all'interno del Margine Operativo Lordo Adjusted in continuità con le relazioni gestionali dei precedenti esercizi ed in coerenza con la manifestazione finanziaria (canone periodico) degli stessi.

Coerentemente anche l'indebitamento finanziario netto adjusted ed il capitale investito netto adjusted sono rappresentati al netto del debito legato all'attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione.

Variazione perimetro di business

In data 12 febbraio 2019 ERG, tramite la propria controllata ERG Solar Montalto S.r.l., ha perfezionato l'acquisizione da Soles Montalto GmbH, fondo di investimenti gestito dal gruppo AREAM – asset manager europeo nel settore rinnovabile, del 78,5% di Perseo S.r.l., titolare del 100% di Andromeda PV S.r.l., società che a sua volta gestisce due impianti fotovoltaici con capacità installata complessiva pari a 51,4 MW.

E' stato inoltre concordato che Soles Montalto GmbH rimarrà socio di minoranza, sulla base di accordi parasociali che garantiranno ad ERG il pieno controllo industriale dell'asset e il suo consolidamento integrale. Gli impianti sono ubicati a Montalto di Castro (Lazio), hanno registrato nel 2018 una produzione totale di 85,6 GWh ed un EBITDA di 30 milioni di euro. Equipaggiati con tecnologia Sun Power e con tracker monoassiale, gli impianti sono entrati in esercizio mediamente nel quarto trimestre del 2010 e beneficiano degli incentivi del Secondo Conto Energia per 20 anni sino al 2030.

L'enterprise value dell'operazione è pari a circa 221 milioni di euro, corrispondente all'equity value della quota acquisita di 97 milioni di euro ed alla posizione finanziaria netta della Target al 31 dicembre 2018 pari a 124 milioni di euro.

Primo trimestre 2019

Nel primo trimestre 2019 i ricavi sono pari a 296 milioni, in aumento rispetto al primo trimestre 2018 (284 milioni) principalmente a seguito dell'aumento della produzione dell'eolico sia in Italia che all'estero oltre che del solare, anche a seguito dell'ampliamento del portafoglio di asset gestiti, e del termoelettrico, in parte compensati da minori volumi nell'idroelettrico.

Il margine operativo lordo adjusted si attesta a 164 milioni, in leggero aumento rispetto ai 162 milioni registrati nel primo trimestre 2018. La variazione riflette i seguenti fattori:

Eolico (+8 milioni): il margine operativo lordo pari a 115 milioni, in aumento rispetto all'analogo periodo del 2018 (107 milioni) in un contesto anemologico più favorevole sia in Italia che all'estero. In particolare, i maggiori risultati dei parchi eolici in Italia (+3 milioni) hanno beneficiato delle maggiori produzioni, di cui quelle incentivate stabili al 72%, che hanno più che compensato il minor valore dell'incentivo unitario (92 Euro/MWh rispetto ai 99 Euro/MWh). I risultati all'estero sono in crescita (+5 milioni) grazie sia al miglior scenario prezzi che alla maggiore produzione dei parchi eolici in tutti i paesi esteri. Si ricorda che il primo trimestre 2018 aveva beneficiato del contributo del parco di Brockaghboy (+ 3 milioni), ceduto in data 7 marzo 2018.
Solare (+8 milioni): il margine operativo lordo, pari a 13 milioni, è più che raddoppiato rispetto al primo trimestre 2018 (5 milioni) grazie al contributo dei neoacquisiti impianti fotovoltaici in un contesto favorevole di irraggiamento e scenario prezzi.
Idroelettrico (-11 milioni): margine operativo lordo di 23 milioni (35 milioni nel primo trimestre 2018), in forte diminuzione rispetto all'esercizio precedente. La performance ha risentito della ridotta significativa idraulicità registrata nel periodo.
Termoelettrico (-1 milione): il margine operativo lordo del termoelettrico, pari a 17 milioni, è sostanzialmente in linea rispetto ai 18 milioni del 2018 nonostante il minor contributo al risultato dei Titoli di Efficienza Energetica. Il venir meno della rivalutazione rilevata nel 2018 dei titoli dell'anno precedente per circa 3 milioni è stata in parte compensata dalla contrazione dei costi operativi oltre che dai maggiori volumi di Titoli di Efficienza prodotti nel trimestre.

Il risultato operativo netto adjusted è stato pari a 92 milioni (94 milioni nel 2018) dopo ammortamenti per 72 milioni in aumento di 3 milioni rispetto al primo trimestre 2018 (69 milioni) a seguito principalmente dei nuovi investimenti nel Solare e delle acquisizioni dei parchi eolici in Francia avvenute nel corso del secondo semestre 2018.

Il risultato netto di Gruppo adjusted è stato pari a 54 milioni, in lieve diminuzione rispetto al risultato di 56 milioni del primo trimestre 2018, in conseguenza dei già commentati risultati operativi e di un tax rate superiore per il venire meno delle agevolazioni fiscali legate alla crescita economica (ACE). Nonostante un indebitamento in crescita, gli oneri finanziari sono stati leggermente inferiori al corrispondente periodo dell'anno precedente per il ridursi del costo del debito.

Il risultato netto di Gruppo è stato pari a 49 milioni rispetto a 85 milioni del primo trimestre 2018, che beneficiava della plusvalenza relativa alla cessione del parco eolico di Brockaghboy nel Regno Unito (27 milioni).

L'indebitamento finanziario netto adjusted risulta pari a 1.514 milioni, in aumento (171 milioni) rispetto al 31 dicembre 2018 (1.343 milioni). La variazione riflette l'impatto derivante dall'ulteriore crescita nel settore solare a seguito dell'acquisizione di due impianti fotovoltaici in Italia (220 milioni) e dagli investimenti del periodo (13 milioni), in parte compensati dal positivo flusso di cassa del periodo (62 milioni).

Come già indicato nelle Premesse, l'indebitamento finanziario netto adjusted è rappresentato al netto degli effetti derivanti dall'applicazione dell'IFRS 16, non includendo pertanto l'attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione pari al 31 marzo 2019 a circa 65 milioni.

Investimenti

Milioni di Euro	Primo trimestre
	2019	2018
Eolico	10	17
Solare	220	346
Idroelettrico	1	0
Termoelettrico	2	2
Corporate	0	1
Totale investimenti	233	365

Nel primo trimestre 2019 gli investimenti sono stati pari a 233 milioni (365 milioni nel primo trimestre 2018) e si riferiscono principalmente all'acquisizione di due impianti fotovoltaici in Italia (220 milioni di Euro). Inoltre, nel corso del trimestre sono stati effettuati investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali per 13 milioni di cui l'80% nel settore Eolico (67% nel primo trimestre 2018), principalmente relativi allo sviluppo del nuovo parco eolico in Germania (Windpark Linda), il 13% nel settore Termoelettrico (19% nel primo trimestre 2018), il 4% nel settore Idroelettrico (4% nel primo trimestre 2018) e il 3% nel settore Corporate (10% nel primo trimestre 2018), principalmente riguardanti l'area ICT.

Eolico: gli investimenti del primo trimestre 2019 (10 milioni) si riferiscono principalmente allo sviluppo del parco eolico Windpark Linda in Germania, la cui entrata in operatività è prevista nel corso del secondo trimestre.

Solare: gli investimenti del primo trimestre 2019 si riferiscono all'acquisizione di 2 impianti fotovoltaici, ubicati a Montalto di Castro (Lazio), con una capacità installata di 51,4 MW ed una produzione stimata annua di circa 96 GWh, che beneficiano degli incentivi del Secondo Conto Energia per 20 anni sino al 2030. L'enterprise value dell'operazione è stato pari a circa 221 milioni di Euro.

Idroelettrico: gli investimenti dell'idroelettrico, pari a circa 1 milione, si riferiscono principalmente a commesse di mantenimento ed a progetti previsti in ambito di miglioramento sismico delle infrastrutture e di Salute, Sicurezza e Ambiente.

Termoelettrico: gli investimenti del primo trimestre 2019 (2 milioni) si riferiscono principalmente all'impianto CCGT di ERG Power, che ha proseguito le iniziative mirate di investimento volte a preservare l'efficienza operativa, la flessibilità e l'affidabilità degli impianti. Sono proseguiti, altresì, i progetti previsti in ambito di Salute, Sicurezza e Ambiente.

Dati operativi

Le vendite di energia elettrica del Gruppo ERG, effettuate in Italia tramite l'Energy Management di ERG Power Generation S.p.A., fanno riferimento all'energia elettrica prodotta dai propri impianti eolici, termoelettrici, idroelettrici e solari, nonché ad acquisti su mercati organizzati e tramite contratti bilaterali fisici.

Nel corso del primo trimestre 2019, le vendite totali di energia elettrica sono risultate pari a 4,1 TWh (3,7 TWh nel primo trimestre 2018), a fronte di un valore complessivo della produzione degli impianti del Gruppo per circa 2,3 TWh (2,2 TWh nell'analogo periodo del 2018), di cui circa 0,5 TWh all'estero e 1,8 TWh in Italia. Quest'ultimo valore corrisponde a circa il 2,2% della domanda di energia elettrica in Italia (come nel primo trimestre del 2018).

L'energia venduta wholesale include le vendite sulla borsa elettrica IPEX, sia nel "mercato del giorno prima" (MGP) sia nel "mercato infragiornaliero" (MI) e nel "mercato per il servizio di dispacciamento" (MSD), nonché le vendite a principali operatori del settore su piattaforma "over the counter" (OTC). Queste ultime vengono realizzate da Energy Management nell'ottica dello sviluppo delle attività di contrattazione a termine anche con l'obiettivo di hedging della generazione, in linea con le risk policy di Gruppo.

Nel primo trimestre 2019 sono state effettuate vendite di vapore³ per 313 migliaia di tonnellate, in forte incremento rispetto alle 170 migliaia di tonnellate dell'analogo periodo del 2018.

³ Vapore somministrato agli utilizzatori finali al netto delle quantità di vapore ritirato dagli stessi e delle perdite di rete.

		1° trimestre
Produzioni Energia Elettrica (GWh)	2019	2018	∆	∆%
Produzione eolica	1.328	1.219	109	9%
di cui Italia	803	732	71	10%
di cui Estero	525	487	38	8%
Produzione solare	44	21	23	106%
Produzione idroelettrica	301	469	-168	-36%
Produzione termoelettrica	618	527	92	17%
Produzioni complessive impianti ERG	2.292	2.237	56	2%

Per quanto riguarda le produzioni, nel primo trimestre del 2019 si segnala in particolare:

Eolico: la produzione di energia elettrica da fonte eolica è stata pari a 1.328 GWh, in incremento rispetto al corrispondente periodo del 2018 (1.219 GWh), a seguito di una produzione in aumento circa del 10% in Italia (da 732 GWh a 803 GWh) e del 8% all'estero (da 487 GWh a 525 GWh).

L'incremento delle produzioni in Italia (+71 GWh) è legato a condizioni anemologiche superiori a quelle registrate nell'analogo periodo del 2018 sostanzialmente in tutte le regioni, eccetto la Sicilia e la Sardegna. Per quel che riguarda l'estero, l'incremento netto di 38 GWh è attribuibile alle maggiori produzioni nell'Europa dell'Est (+35 GWh) ed in Germania (+23 GWh) e Francia (+9 GWh, di cui circa 27 GWh degli impianti francesi

di recente acquisizione o entrati in esercizio commerciale nell'ultimo trimestre dell'anno), al netto del venir meno delle produzioni in UK (-29GWh) a seguito della cessione del parco di Brockaghboy.

Solare: le produzioni sono risultate pari a circa 44 GWh di cui 16 GWh relativi ai neo acquisiti impianti; il load factor complessivo è stato pari al 14% (11% nel primo trimestre 2018).

Idroelettrico: le produzioni complessive di ERG Hydro nel primo trimestre 2019 pari rispettivamente a 301 GWh, hanno comunque beneficiato di un ricavo netto unitario, considerando il valore di cessione dell'energia dei ricavi da MSD e da incentivi sostitutivi del periodo ed altre componenti minori, pari complessivamente a circa 108 Euro/MWh superiore ai 94 Euro/MWh nel primo trimestre 2018.

Termoelettrico: la produzione netta di energia elettrica di ERG Power è stata di 618 GWh, in aumento rispetto allo stesso periodo del 2018 (527 GWh) a fronte di un contesto di mercato più favorevole con margini netti di generazione in aumento, per effetto della progressiva crescita dei prezzi della CO2 riflessi nei prezzi di vendita. Tale trend è stato superiore a quello più generale registrato in Italia per l'intero comparto termoelettrico. La fornitura netta di vapore ai clienti captive del sito petrolchimico di Priolo Gargallo è risultata pari a 313 migliaia di tonnellate, in forte incremento rispetto alle 170 migliaia di tonnellate dell'analogo periodo del 2018.

Principali fatti avvenuti nel corso del trimestre

In data 11 gennaio 2019 ERG ha acquisito da Soles Montalto Gmbh del 78,5% di Perseo S.r.l., titolare del 100% di Andromeda PV S.r.l. società che a sua volta gestisce due impianti fotovoltaici con capacità installata complessiva di 51.4 MW. (v. CS del 11/1/19). Il closing dell'operazione è avvenuto in data 12 febbraio 2019.

In data 14 gennaio 2019 ERG ha finalizzato l'assegnazione gratuita di 80 azioni proprie ERG a favore di ciascun dipendente delle società italiane del Gruppo ERG (v. CS del 14/1/19). L'assegnazione (v. CS del 20/10/18) ha riguardato un numero complessivo di 664 dipendenti e di 53.120 azioni, detenute in portafoglio da ERG S.p.A., con un valore complessivo, inclusi i relativi costi accessori, di 1,1 milioni di euro.

In data 15 gennaio 2019 è ultimata la fase di commissioning di Parc Eolien de la Vallée de Torfou da 17,6 MW (v. CS del 15/1/19) con una produzione media annua stimata di 47 GWh, parco facente parte dei 768 MW di asset in costruzione ed in sviluppo di Epuron acquisita lo scorso anno (v. CS 6/4/2018), e di Parc Eolien Vallée de l'Aa da 13,2 MW con una produzione media annua stimata di 29 GWh, per un totale complessivo di circa 45.000 t di emissione di CO2 evitata all'anno.

In data 4 febbraio 2019 ERG si è classificata al 16° posto nel "Corporate Knights Global 100 Most Sustainable Corporations in the World Index" pubblicato dalla società canadese Corporate Knights. Con una valutazione del 75,39%, ERG è risultata la prima azienda italiana, nonché l'unica tra le Top 50 (v. CS del 4/2/19).

In data 6 marzo 2019 è stata sospesa la costituzione della joint venture ERG Q Solar 1 (v. CS del 6/3/19). In data 13 marzo 2019 si è perfezionato l'incasso anticipato di 36,6 milioni di Euro oggetto del Vendor Loan concesso ad a.p.i. S.p.A al momento della sottoscrizione dell'accordo per la cessione di TotalErg S.p.A.(v. CS del 13/3/19).

In data 25 marzo 2019 ERG e Profond Finanzgesellschaft AG, con sede a Zurigo, hanno sottoscritto un accordo per l'acquisizione del 100% del capitale di "Les Moulins de Fruges SAS", società di diritto francese titolare di sei parchi eolici con una capacità totale installata di 52 MW situati nella regione Hauts-de-France nel nord della Francia (v. CS del 25/3/19). Il closing dell'operazione è avvenuto in data 6 maggio 2019.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del trimestre

In data 4 aprile 2019 ERG ha collocato un prestito obbligazionario di importo pari ad Euro 500.000.000 della durata di 6 anni a tasso fisso, emesso nell'ambito del Programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da Euro 1 miliardo (v. CS del 4/4/19).

In data 2 maggio 2019 è stata acquisita da RES, società internazionale del settore delle energie rinnovabili, del 100% delle quote della società Craiggore Energy Ltd, società di diritto nordirlandese titolare delle autorizzazioni per la realizzazione di un parco eolico in Nord Irlanda, nella contea di Londonderry. L'investimento totale stimato per la realizzazione del parco è di circa 37 milioni di sterline (circa 41 milioni di Euro), già inclusivo del corrispettivo riconosciuto per l'acquisto (v. CS del 2/5/19).

In data 6 maggio 2019 è stato perfezionato l'acqusito di sei parchi eolici in Francia con una capacità installata di 52 MW (v. CS del 6/5/19).

Evoluzione prevedibile della gestione

Si riporta di seguito la prevedibile evoluzione dei principali indicatori di scenario e performance nel 2019:

• Eolico: ERG prosegue nella propria strategia di sviluppo internazionale nel Wind; in particolare all'estero il risultato è previsto in crescita grazie al pieno contributo dei parchi eolici di Melier (8 MW), di Torfou (17,6 MW) e di Vallée de l'Aa (13,2 MW), entrati in esercizio nel corso del 2018, ed al contributo dei parchi recentemente acquisiti in Francia (52 MW) oltre alla prevista entrata in esercizio del parco di Linda (21,6 MW) in Germania. Per quanto riguarda l'Italia il margine operativo lordo, grazie alle buone ventosità registrate nei primi mesi dell'anno, è previsto in linea al 2018 nonostante il minor prezzo dell'incentivo, l'effetto negativo per tutto il 2019 dei 72MW usciti dal sistema incentivato nel 2018, e la progressiva uscita nel corso dell'anno di ulteriori 32MW.

In generale il risultato operativo lordo complessivo del Wind è atteso quindi in crescita rispetto all'anno precedente.

Solare: ERG nel 2019 ha incrementato la propria presenza nel Solare con l'acquisizione di ANDROMEDA (51 MW), rafforzando ulteriormente la propria strategia di diversificazione tecnologica. Inoltre, la dimensione rilevante raggiunta (circa 140 MW) anche alla luce dell'acquisizione nel 2018 di FORVEI (89 MW) consentirà di ampliare ed ottimizzare il portafoglio di Energy Management e di capitalizzare le competenze industriali nel consolidamento operativo degli assets. Si stima per l'intero esercizio 2019 un Margine Operativo Lordo circa raddoppiato rispetto al 2018 (32 milioni).
Idroelettrico: per tale asset tenendo conto degli scarsi volumi registrati nei primi mesi dell'anno si prevedono risultati in diminuzione rispetto a quelli del 2018 che aveva beneficiato di volumi significativamente superiori rispetto alle medie storiche, oltre che per il minor prezzo dell'incentivo di cui beneficia circa il 40% delle produzioni; la previsione di minore volume sarà accompagnata dall'azione di ottimizzazione della produzione dell'Energy Management sui mercati a pronti e dei servizi del dispacciamento.

II Margine Operativo Lordo dell'idroelettrico è pertanto atteso in forte diminuzione rispetto ai valori eccezionalmente elevati riscontrati nel 2018.

• Termoelettrico: ERG nel corso del 2019 continuerà nel miglioramento dell'efficienza operativa dell'impianto CCGT anche a seguito della fermata programmata avvenuta in novembre/dicembre 2018. I margini di generazione (cosiddetto spark spread) sono attesi in miglioramento a seguito del calo del prezzo del gas e al trasferimento dei costi della CO2 sui prezzi finali di vendita. Inoltre grazie ai recuperi di efficienza operativa, all'attività di Energy Management sui mercati dell'energia e alla maggiore produzione di Certificati Bianchi (TEE) si prevede un Margine Operativo Lordo in crescita rispetto al 2018.

In sintesi, per l'esercizio 2019 a livello consolidato, si conferma la stima di un margine operativo lordo

nell'intervallo compreso tra 495 e 515 milioni di Euro, in crescita rispetto al 2018 (491 milioni) nonostante una previsione di minori volumi nell'Hydro, un perimetro incentivato in diminuzione nel Wind in Italia e il minor prezzo dell'incentivo sui volumi incentivati sia nel Wind che nell'Hydro. Tali effetti vengono più che compensati dal contributo derivante dalla continua crescita della potenza installata nel Solare di 51MW, e nel Wind all'estero di 112,4MW, nonchè dalla maggiore produzione di TEE e da azioni di efficienza operativa ed energy management.

Gli investimenti per il 2019 sono attesi nel range compreso tra 340 e 370 milioni di Euro, in riduzione rispetto al 2018 durante il quale sono stati anticipati alcuni investimenti in precedenza previsti nel 2019.

La generazione di cassa di ERG consentirà di contenere l'incremento dell'indebitamento che si attesterà in un range tra 1,36 e 1,44 miliardi (1,34 miliardi nel 2018), compensando parzialmente gli investimenti del periodo nonché la distribuzione del dividendo ordinario di 0,75€ per azione e il pagamento degli oneri finanziari.

Ulteriori informazioni

Il Consiglio di Amministrazione – su proposta del Comitato Nomine e Compensi e con il parere favorevole del Collegio Sindacale – ha determinato, per l'esercizio 2019, coerentemente con la vigente Politica di remunerazione della Società, la remunerazione del Presidente, del Vice Presidente Esecutivo, del Vice Presidente e di quei membri del Comitato Strategico che non sono dipendenti del Gruppo e non ricoprono cariche nel Consiglio di Amministrazione.

Il Collegio Sindacale, nominato dall'Assemblea degli Azionisti del 17 aprile 2019, ha informato il Consiglio di Amministrazione di aver valutato positivamente l'indipendenza dei propri componenti sulla base dei criteri previsti dal Testo Unico della Finanza, dalle norme di comportamento del Collegio Sindacale redatte dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili e dal Codice di Autodisciplina promosso da Borsa Italiana S.p.A., valutazione confermata dal Consiglio di Amministrazione sulla base dei medesimi criteri e delle informazioni fornite dai membri del Collegio Sindacale⁴ .

In riferimento alle stime e alle previsioni si evidenzia che i risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l'evoluzione futura dei prezzi, le performance operative degli impianti, le condizioni anemologiche, di idraulicità e di irraggiamento, l'impatto delle regolamentazioni del settore energetico, e in materia ambientale, altri cambiamenti nelle condizioni di business e nell'azione della concorrenza.

La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella degli schemi indicati nel Resoconto Intermedio sulla Gestione. Apposite note esplicative illustrano le misure di risultato adjusted.

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Paolo Luigi Merli, dichiara ai sensi del comma 2, articolo 154 bis del Testo Unico della Finanza che l'informativa contabile contenuta nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

I risultati del primo trimestre saranno illustrati ad analisti e investitori oggi, alle ore 11,00 (CEST), nel corso di una conference call con relativo webcasting che potrà essere seguito collegandosi al sito internet della Società (www.erg.eu); la relativa presentazione sarà resa disponibile sul medesimo sito, nella sezione "Investor Relations/Presentazioni" , presso Borsa Italiana S.p.A. e sul meccanismo di stoccaggio autorizzato eMarket Storage () 15 minuti prima della conference call.

Il presente comunicato stampa, emesso il 15 maggio 2019 alle ore 7,45 (CEST), è a disposizione del pubblico sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione "Media/Comunicati Stampa", presso Borsa Italiana S.p.A. e sul meccanismo di stoccaggio autorizzato eMarket Storage (). Il Resoconto Intermedio sulla Gestione al 31 marzo 2018 è a disposizione del pubblico presso la sede della Società in Genova, via De Marini 1, sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione "Investor Relations/Bilanci e relazioni", presso Borsa Italiana S.p.A. e sul meccanismo di stoccaggio autorizzato eMarket Storage ().

⁴ In particolare, con riferimento al fatto che il Sindaco Effettivo Lelio Fornabaio ha superato il limite del novennio previsto dal criterio applicativo 3.C.1 lettera e) del Codice di Autodisciplina, il Collegio Sindacale e il Consiglio di Amministrazione hanno ritenuto che l'applicazione automatica di tale limite ai fini della valutazione dell'indipendenza avrebbe portato ad un formalismo non in linea con lo spirito del Codice di Autodisciplina e il profilo complessivo del predetto Sindaco – e la sua stessa storia presso la Società – offrisse sufficienti garanzie sotto il profilo dell'autonomia di giudizio.

Contatti:

Sabina Alzona Head of Media Relations - tel. + 39 010 2401804 cell. + 39 340 1091311 – [email protected] Emanuela Delucchi IR Manager – tel. + 39 010 2401806 – e-mail: [email protected] - [email protected] Matteo Bagnara IR - tel. + 39 010 2401423 - e-mail: [email protected] www.erg.eu - @ergnow

Sintesi dei risultati

Anno			1°trimestre
2018	(milioni di Euro)		2019	2018
	Principali dati economici
1.027	Ricavi adjusted		296	284
491	Margine operativo lordo adjusted		164	162
216	Risultato operativo netto adjusted		92	94
133	Risultato netto		49	85
133	di cui Risultato netto di Gruppo		49	85
107	Risultato netto di Gruppo adjusted (1)		54	56
	Principali dati finanziari
3.172	Capitale investito netto adjusted (2)		3.411	3.197
1.829	Patrimonio netto		1.897	1.968
1.343	Indebitamento finanziario netto totale adjusted (2)		1.514	1.229
1.178	di cui Project Financing non recourse (3)		1.327	1.365
42%	Leva finanziaria		44%	38%
48%	Ebitda Margin %		55%	57%
	Dati operativi
1.822	Capacità installata impianti eolici a fine periodo	MW	1.822	1.783
3.464	Produzione di energia elettrica da impianti eolici	milioni di KWh	1.328	1.219
480	Capacità installata impianti termoelettrici	MW	480	480
2.151	Produzione di energia elettrica da impianti termoelettrici	milioni di KWh	618	527
527	Capacità installata impianti idroelettrici a fine periodo	MW	527	527
1.740	Produzione di energia elettrica da impianti idroelettrici	milioni di KWh	301	469
90	Capacità installata impianti solari a fine periodo	MW	141	90
130	Produzione di energia elettrica da impianti solari	milioni di KWh	44	21
13.627	Vendite totali di energia elettrica	milioni di KWh	4.070	3.654
510	Investimenti (4)	milioni di Euro	233	365
737	Dipendenti a fine periodo	Unità	752	714
	Ricavi netti unitari (5)

Eolico Italia	Euro/MWh	120,4	125,9

Eolico Germania	Euro/MWh	100,6	93,4
Eolico Francia	Euro/MWh	88,6	87,5
Eolico Polonia	Euro/MWh	68,9	50,0
Eolico Bulgaria	Euro/MWh	81,2	71,1
Eolico Romania	Euro/MWh	72,0	49,7
Eolico UK	Euro/MWh	n.a.	100,4
Solare	Euro/MWh	326,8	288,5
Idroelettrico	Euro/MWh	107,6	94,0
Termoelettrico	Euro/MWh	36,0	50,8

Al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale dei business sono indicati i ricavi ed i risultati economici adjusted con l'esclusione pertanto degli special items.

(1) non include gli special items e le relative imposte teoriche correlate.

(2) come già indicato nelle Premesse, l'indebitamento finanziario netto adjusted e il Capitale Investito Netto adjusted sono rappresentati al netto degli effetti derivanti dall'applicazione dell'IFRS 16, non includendo pertanto la rilevazione degli assets e l'attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione pari al 31 marzo 2019 a circa 65 milioni.

(3) al lordo delle disponibilità liquide ed escluso il fair value dei derivati a copertura dei tassi.

(4) in immobilizzazioni materiali ed immateriali. Comprendono gli investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition pari a 220 milioni effettuati nel 1° trimestre 2019 per l'acquisizione di due impianti fotovoltaici da Soles Montalto Gmbh con capacità installata complessiva pari a 51,4 MW. Nel 1° trimestre 2018 gli investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition erano pari a 357 milioni per l'acquisizione delle società del Gruppo ForVei (Solare) e per le acquisizioni di società titolari di parchi eolici in Francia.

(5) i ricavi netti unitari riportati sono espressi in €/MWh e vengono calcolati rapportando la produzione della tecnologia ai ricavi catturati sui mercati dell'energia, inclusivi degli impatti delle coperture, degli eventuali incentivi spettanti e dei relativi costi variabili associati alla produzione/vendita tra i quali a titolo di esempio i costi dei combustibili ed i costi di sbilanciamento.

Anno	Sintesi dei risultati per settore (milioni di Euro)	1°trimestre
2018		2019	2018

	Ricavi adjusted
389	Eolico	144	133
38	Solare	15	6
194	Idroelettrico	32	44
405	Termoelettrico (1)	106	101
36	Corporate	9	9
(36)	Ricavi infrasettori	(9)	(9)
1.027	Totale ricavi adjusted	296	284
	Margine operativo lordo adjusted
274	Eolico	115	107
32	Solare	13	5
146	Idroelettrico	23	35
53	Termoelettrico (1)	17	18
(15)	Corporate	(4)	(2)
491	Margine operativo lordo adjusted	164	162
	Ammortamenti e svalutazioni
(159)	Eolico	(40)	(41)
(24)	Solare	(10)	(5)
(58)	Idroelettrico	(14)	(15)
(31)	Termoelettrico	(7)	(8)
(3)	Corporate	(1)	(1)
(275)	Ammortamenti adjusted	(72)	(69)
	Risultato operativo netto adjusted
115	Eolico	75	66
8	Solare	3	0
88	Idroelettrico	9	20
22	Termoelettrico (1)	10	11
(18)	Corporate	(5)	(3)
216	Risultato operativo netto adjusted	92	94
	Investimenti (2)

146 345	Eolico Solare	10 220	17 346
7	Idroelettrico	1	0

8 3	Termoelettrico Corporate	2 0	2 1
510	Totale investimenti	233	365

(1) Include contributo residuale dei portafogli minori gestiti da Energy Management non attribuibili a singoli business

(2) Includono investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali ed investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition

Conto Economico adjusted

Al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale del Gruppo, come già indicato nelle Premesse, in questa sezione i risultati economici sono esposti con l'esclusione degli impatti relativi all'applicazione del principio IFRS 16 e degli special items.

Per la definizione degli indicatori, la composizione degli schemi e la riconciliazione dei relativi importi si rimanda a quanto indicato nella successiva sezione Indicatori Alternativi di Performance.

	Anno
(milioni di Euro)	2018	2017 restated
Ricavi della gestione caratteristica	296,5	284,4
Altri ricavi e proventi	3,0	2,8
RICAVI TOTALI	299,4	287,1
Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze	(78,1)	(69,3)
Costi per servizi e altri costi operativi	(41,9)	(40,7)
Costi del lavoro	(15,8)	(14,6)
MARGINE OPERATIVO LORDO	163,7	162,5
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(71,9)	(68,6)
Risultato operativo netto	91,8	93,9
Proventi (oneri) finanziari netti	(17,6)	(18,1)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	0,0	0,0
Risultato prima delle imposte	74,3	75,9
Imposte sul reddito	(20,3)	(19,5)
Risultato d'esercizio	53,9	56,4
Risultato di azionisti terzi	0,1	(0,1)
Risultato netto di Gruppo	54,0	56,3

Stato Patrimoniale adjusted

Lo stato patrimoniale riclassificato raggruppa i valori attivi e passivi dello schema di Bilancio, utilizzato nella redazione della relazione finanziaria annuale, evidenziando gli impieghi di risorse nel capitale immobilizzato e in quello circolante e le relative fonti di finanziamento.

Per la definizione degli indicatori delle grandezze utilizzate nello Stato Patrimoniale Riclassificato si rimanda a quanto indicato nella successiva sezione Indicatori Alternativi di Performance.

Di seguito è indicato lo Stato Patrimoniale riclassificato adjusted che non include, al 31 marzo 2019, gli impatti derivanti dall'applicazione del principio IFRS 16 pari a 65 milioni sull'indebitamento finanziario netto con contropartita di pari importo sul Capitale investito netto.

31/03/2018	Stato Patrimoniale riclassificato adjusted	31/03/2019	31/12/2018
	(milioni di Euro)
3.322,6	Capitale immobilizzato	3.470,2	3.273,6
196,9	Capitale circolante operativo netto	255,9	179,3
	(6,4) Fondi per benefici ai dipendenti	(5,8)	(5,8)
318,8	Altre attività	318,6	291,7
	(634,9) Altre passività	(627,6)	(567,0)
3.197,0	Capitale investito netto	3.411,3	3.171,8

1.966,7	Patrimonio netto di Gruppo	1.878,9	1.828,8
1,2	Patrimonio netto di terzi	18,2	0,0
1.229,1	Indebitamento finanziario netto	1.514,2	1.343,0
3.197,0	Mezzi propri e debiti finanziari	3.411,3	3.171,8

	Flussi Finanziari
Anno		1°trimestre
2018	(importi in milioni)	2019	2018

490,6	Margine operativo lordo adjusted	163,7	162,5
(114,0)	Variazione capitale circolante	(85,1)	(64,6)
376,6	Cash Flow Operativo	78,6	97,9
(60,2)	Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali	(12,9)	(8,1)
(449,4)	Acquisizioni di aziende (business combination)	(219,6)	(357,3)
-	Investimenti immobilizzazioni finanziar ie	-	(1,7)
179,5	Cessione partecipazione TotalErg	-	179,5
105,7	Cessione net assets Brockaghboy	-	105,8
(0,2)	Disinvestimenti e altre variazioni	0,5	(1,3)
(224,5)	Cash Flow da investimenti/dinvestimenti	(232,1)	(83,1)

(69,7)	Proventi (oneri) finanziari	(17,6)	(18,1)
(0,1)	Proventi (oneri) da partecipazione netti	0,0	0,0
(69,8)	Cash Flow da gestione finanziaria	(17,6)	(18,0)
(20,5)	Cash Flow da gestione Fiscale	-	-
(171,1)	Distribuzione dividendi	-	-
1,4	Altri movimenti di patrimonio netto	(0,2)	8,9
(169,7)	Cash Flow da Patrimonio Netto	(0,2)	8,9
(2,4)	Variazione area di consolidamento	-	(2,2)
1.232,7	Indebitamento finanziario netto iniziale	1.343,0	1.232,7
110,3	Variazione netta	171,2	(3,6)
1.343,0	Indebitamento finanziario netto finale	1.514,2	1.229,1

Il Cash Flow operativo del primo trimestre 2019 è positivo per 79 milioni, in diminuzione di 19 milioni rispetto al corrispondente periodo del 2018 principalmente per dinamiche puntuali del circolante relative alle modalità di pagamento degli incentivi in un contesto di maggiori produzioni Eoliche in Italia nonché dinamiche puntuali legate all'avvio di parchi eolici in Francia.

Il Cash flow da investimenti del primo trimestre 2019 è legato principalmente all'attività di M&A ed in particolare all'acquisizione di due impianti fotovoltaici con capacità installata complessiva di 51,4 MW da Soles Montalto Gmbh (220 milioni), nonché agli investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali (13 milioni).

Il cash flow da gestione finanziaria si riferisce agli interessi maturati nel periodo.

Il cash flow da Patrimonio Netto si riferisce principalmente ai movimenti della riserva di cash flow hedge legata agli strumenti finanziari derivati.

Indicatori alternativi di performance

Definizioni

In data 3 dicembre 2015 la Consob ha emesso la Comunicazione n. 92543/15, che recepisce le Linee Guida riguardanti l'utilizzo e la presentazione di Indicatori Alternativi di Performance nell'ambito di informazioni finanziarie regolamentate, emanate in data 5 ottobre 2015 dall'Autorità Europea degli Strumenti finanziari e dei Mercati (ESMA). Le Linee Guida, che hanno aggiornato la Raccomandazione del CESR sugli indicatori alternativi di performance (CESR/05 – 178b), hanno la finalità di promuovere l'utilità e la trasparenza degli indicatori alternativi per migliorare la loro comparabilità, affidabilità e capacità di comprensione.

Tali indicatori alternativi sono utilizzati dal Gruppo al fine di agevolare la comunicazione delle informazioni sui risultati dei business nonché sull'indebitamento finanziario netto.

Si precisa infine che al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale dei business i risultati economici sono esposti con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items): tali risultati sono indicati con la definizione "Risultati adjusted".

Poiché la composizione di tali indicatori non è regolamentata dai principi contabili di riferimento, la metodologia di determinazione di tali misure applicata dal Gruppo potrebbe non essere omogenea con quella adottata da altri operatori e pertanto non pienamente comparabile.

Di seguito sono indicate le definizioni degli IAP utilizzati dal Gruppo nonché una riconciliazione con le voci degli schemi di bilancio adottati:

i Ricavi adjusted sono i ricavi, come indicati negli schemi di Bilancio, con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);
il Margine operativo lordo è un indicatore della performance operativa calcolato sommando al Risultato Operativo Netto gli "Ammortamenti e svalutazioni". Il Margine Operativo Lordo è indicato esplicitamente come subtotale negli schemi di Bilancio;
il Margine operativo lordo adjusted è il margine operativo lordo, come sopra definito, con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items) e con la rettfica degli impatti legati all'applicazione dell'IFRS 16;
il Risultato operativo netto adjusted è il risultato operativo netto, indicato esplicitamente come subtotale negli schemi di Bilancio, con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items) e con la rettfica degli impatti legati all'applicazione dell'IFRS 16;
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;
Il Tax rate adjusted è calcolato rapportando i valori adjusted delle imposte e dell'utile ante imposte;
Il Risultato netto di Gruppo adjusted è il Risultato netto di Gruppo con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items) e con la rettfica degli impatti legati all'applicazione dell'IFRS 16, al netto dei relativi effetti fiscali;
gli Investimenti sono ottenuti dalla somma degli investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali. A partire dal Resoconto intermedio al 31 marzo 2018 comprendono inoltre il valore delle acquisizioni di net assets nell'ambito di operazioni M&A;
Il Capitale circolante operativo netto è definito dalla somma di Rimanenze, Crediti commerciali e Debiti commerciali;
Il Capitale investito netto è determinato dalla somma algebrica del Capitale Immobilizzato, del Capitale circolante operativo netto, delle passività relative al Trattamento di fine rapporto, delle Altre attività e delle Altre passività ;
Il Capitale investito netto adjusted è il Capitale investito netto, come sopra definito, con l'esclusione degli impatti relativi all'applicazione dell'IFRS 16 legati principalmente al'incremento degli assets per Diritto di utilizzo ("right of use");
L'Indebitamento finanziario netto rappresenta un indicatore della struttura finanziaria ed è

determinato conformemente alla comunicazione Consob 15519/2006 comprendendo la quota non corrente di attività relative ai strumenti finanziari derivati. Fino al 31 dicembre 2018 l'indicatore comprendeva inoltre il credito finanziario non corrente verso api S.p.A. (36 milioni) quale componente differita del prezzo di cessione TotalErg;

L'indebitamento finanziario netto adjusted è l'indebitamento finanziario netto, come sopra definito, con l'esclusione della componente di debito legato all'attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione, a seguito dell'applicazione dell'IFRS 16.
La leva finanziaria è calcolata rapportando l'indebitamento finanziario netto adjusted (inclusi i Project Financing) ed il capitale investito netto adjusted.
Gli special item includono componenti reddituali significative aventi natura non usuale. Tra queste sono considerati:
o proventi ed oneri legati ad eventi il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell'attività;
o proventi ed oneri legati ad eventi non caratteristici della normale attività del business, quali gli oneri di ristrutturazione e ambientali;
o plusvalenze e minusvalenze legate alla dismissione di asset;
o le svalutazioni significative rilevate sugli asset a esito degli impairment test;
o i proventi ed i relativi reversal rilevati in applicazione dell'IFRS 9 in relazione alle operazioni di ristrutturazione dei finanziamenti in essere

Anno			1°trimestre
2018	MARGINE OPERATIVO LORDO	Nota	2019	2018
479,6	Margine operativo lordo Attività continue		163,2	159,2
3,3	Contributo Discontinuing operation (Brockaghboy)	1	0,0	3,3
482,9	Margine operativo lordo		163,2	162,5
	Esclusione Special Items ed impatto IFRS 16:
	Corporate
2,7 -	- Storno oneri accessori operazioni straordinarie (Progetti Speciali) - Rettifica impatto IFRS 16	2 3	2,3 (0,2)	- -
5,1	- Storno oneri ERG80	4	-	-
	Termoelettrico
-	- Rettifica impatto IFRS 16	3	(0,2)	-
-	Idroelettrico - Rettifica impatto IFRS 16	3	(0,0)	-
	Solare
-	- Rettifica impatto IFRS 16	3	(0,1)	-
	Eolico
-	- Rettifica impatto IFRS 16	3	(1,3)	-
490,6	Margine operativo lordo adjuted		163,7	162,5

			1°trimestre
2018	AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI		2019	2018
(274,1)	Ammortamenti attività continue		(73,3)	(67,9)
(0,7)	Contributo Discontinuing operation (Bro ckaghboy)	1	-	(0,7)
(274,8)	Ammortamenti e svalutazioni		(73,3)	(68,6)
	Esclusione Special items
0,0	- Rettifica impatto IFRS 16	3	1,5	-
(274,8)	Ammortamenti adjusted		(71,9)	(68,6)

			1°trimestre
2018	RISULTATO NETTO DI GRUPPO		2019	2018
132,6	Risultato netto di Gruppo		49,2	84,9
	Esclusione Special items ed impatto IFRS 16
0,0	Esclusione impatto IFRS 16	3	0,3	-
0,0	Esclusione oneri accessori prepayment finanziamento Corporate	5	1,6	-
2,2	Esclusione Oneri accessori operazioni straordinarie		2,2	-
4,4	Esclusione Oneri ERG80		0,0	-
(26,2)	Esclusione plusvalenza cessione partecipazione UK		0,0	(26,3)
(6,0)	Esclusione impatto gain on refinancing IFRS 9	6	0,6	(2,3)
107,0	Risultato netto di Gruppo adjusted		54,0	56,3

I risultati contabili di Brockaghboy, partecipata ceduta in data 7 marzo 2018, sono stati assoggettati a quanto richiesto dall'IFRS 5. Nel presente Resoconto, per agevolare la comprensione dei dati comparativi, si è ritenuto opportuno esporre e

commentare nell'attività ordinaria, i risultati consuntivati nel periodo 1° gennaio 2018 - 07 marzo 2018 dagli assets ceduti, in coerenza con l'approccio già adottato per la Relazione sulla gestione del Bilancio 2018.

Oneri accessori relativi ad altre operazioni di natura non ricorrente e oneri capitalizzati su partecipazioni gestiti come oneri accessori su Consolidato di Gruppo a seguito dell'acquisizione di due impianti fotovoltaici nel corso del primo trimestre 2019.
1. Rettifica su impatto applicazione IFRS 16. Si rimanda a quanto già commentato nel precedente capitolo.
1. Oneri correlati alla celebrazione degli 80 anni del Gruppo ERG avvenuta nel quarto trimestre 2018.
1. Oneri finanziari correlati alla chiusura anticipata di un finanziamento Corporate nell'ambito di un processo di rifinanziamento di alcune linee di credito in capo a ERG S.p.A..
1. Nel corso del periodo il Gruppo ha proceduto alla rinegoziazione di alcuni finanziamenti. Il principio IFRS 9 non consente di differire gli effetti economici positivi della rinegoziazione dei finanziamenti sulla durata residua del debito: ciò ha comportato la contabilizzazione nel primo trimestre 2019 di un onere finanziario netto per circa 1 milione. Ai fini di una maggiore chiarezza espositiva del costo dell'indebitamento finanziario netto si è ritenuto opportuno esporre nel conto economico adjusted gli oneri finanziari assimilati al service payment del debito, differendo la rilevazione di benefici della rinegoziazione lungo la durata residua del debito e non riconoscendoli tutti in una contabilizzazione immediata al momento della modifica. La rettifica qui commentata si riferisce principalmente allo storno del suddetto beneficio al netto degli effetti legati al reversal di analoghi proventi relativi ad operazioni di re-financing di esercizi precedenti.

Di seguito la riconciliazione tra lo schema di Bilancio e gli schemi adjusted esposti e commentati nel presente Resoconto.

	(milioni di Euro) Schemi di Bilancio	Rettifica impatto IFRS 16	Storno special items	Conto economico adjusted
Ricavi	296,5	-	-	296,5
Altri proventi	3,0	-	-	3,0
Ricavi totali	299,4	-	-	299,4
Costi per acquisti	(78,8)	-	-	(78,8)
Variazioni delle rimanenze	0,7	-	-	0,7
Costi per servizi e altri costi operativi	(42,3)	(1,8)	2,3	(41,9)
Costi del lavoro	(15,8)	-	-	(15,8)
Margine operativo lordo	163,2	(1,8)	2,3	163,7
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(73,3)	1,5	-	(71,9)
Risultato operativo	89,9	(0,4)	2,3	91,8
Proventi (oneri) finanziari netti	(21,3)	0,8	2,9	(17,6)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	0,0	-	-	0,0
Risultato prima delle imposte	68,6	0,4	5,2	74,3
Imposte sul reddito	(19,4)	(0,1)	(0,8)	(20,3)
Risultato netto attività continue	49,2	0,3	4,4	53,9
Risultato netto attività cedute	-	-	-	-
Risultato netto di periodo	49,2	0,3	4,4	53,9
Risultato di azionisti terzi	0,1	-	-	0,1
Risultato netto di competenza del Gruppo	49,2	0,3	4,4	54,0

Conto Economico 1° trimestre 2019

Conto Economico 1°trimestre 2018:

	Schemi di Bilancio	Storno riclassifiche IFRS 5 Brockaghboy	Storno special items	Conto economico adjusted
Ricavi della gestione caratteristica	281,4	2,9	-	284,4
Altri ricavi e proventi	1,9	0,9	-	2,8
Ricavi totali	283,3	3,8	-	287,1
Costi per acquisti	(69,8)	(0,0)	-	(69,8)
Variazioni delle rimanenze	0,4	-	-	0,4
Costi per servizi e altri costi operativi	(40,1)	(0,6)	-	(40,7)
Costi del lavoro	(14,6)	-	-	(14,6)
Margine operativo lordo	159,2	3,3	-	162,5
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(67,9)	(0,7)	-	(68,6)
Risultato operativo	91,3	2,6	-	93,9
Proventi (oneri) finanziari netti	(14,6)	(0,6)	(2,8)	(18,1)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	0,0	26,8	(26,8)	0,0
Risultato prima delle imposte	76,7	28,8	(29,6)	75,9
Imposte sul reddito	(20,3)	(0,2)	1,0	(19,5)
Risultato netto attività continue	56,5	28,5	(28,6)	56,4
Risultato netto attività cedute	28,5	(28,5)	-	-
Risultato netto di periodo	85,0	-	(28,6)	56,4
Risultato di azionisti terzi	(0,1)	-	-	(0,1)
Risultato netto di competenza del Gruppo	84,9	-	(28,6)	56,3

Stato patrimoniale riclassificato al 31 marzo 2019:

(milioni di Euro)	Stato Patrimoniale	Rettifica impatto	Stato Patrimoniale
	Reported	IFRS 16	Adjusted
Immobilizzazioni immateriali	1.044,6	-	1.044,6
Immobilizzazioni materiali	2.440,1	(68,8)	2.371,3
Partecipazioni ed altre immobilizzazioni finanziarie	54,3	-	54,3
Capitale immobilizzato	3.539,0	(68,8)	3.470,2
Rimanenze	22,2	-	22,2
Crediti commerciali	311,8	-	311,8
Debiti commerciali	(76,8)	-	(76,8)
Debiti verso erario per accise	(1,3)	-	(1,3)
Capitale circolante operativo netto	255,9	-	255,9
Trattamento di fine rapporto	(5,8)	-	(5,8)
Altre attività	315,0	3,6	318,6
Altre passività	(627,6)	-	(627,6)
Capitale investito netto	3.476,5	(65,2)	3.411,3
Patrimonio netto Gruppo	1.878,6	0,3	1.878,9
Patrimonio netto di terzi	18,2	-	18,2
Indebitamento finanziario a medio-lungo termine	1.54 3,9	(61,3)	1.482,6
Indebitamento finanziario netto a breve termine	35,8	(4,2)	31,6
Mezzi propri e debiti finanziari	3.476,5	(65,2)	3.411,3

Press Release

The Board of Directors of ERG S.p.A. approves the Interim Report on Operations as at 31 March 2019

Consolidated adjusted⁵ EBITDA: €164 mln, adjusted €162 mln in the 1st quarter of 2018

Adjusted Group net result: €54 mln, adjusted €56 mln in the 1st quarter of 2018

Genoa, 15 May 2019 – At its meeting held yesterday, the Board of Directors of ERG S.p.A. approved the Interim Report on Operations as at 31 March 2019.

Consolidated adjusted financial results

Performance highlights (million Euro)	1st Quarter
	2019	2018	Var. %
EBITDA	164	162	+1%
EBIT	92	94	-2%
Group net result	54	56	-4%

	31.03.19	31.12.18	Variation
Net financial debt (million
Euro)	1,514	1,343	+171
Leverage6	44%	42%

Luca Bettonte, ERG's Chief Executive Officer, commented: "EBITDA for the first quarter shows an upturn compared to a year ago, thanks to both the Wind Power sector, which benefited from the increase in installed capacity in France, within the context of generally good wind conditions, and the Photovoltaic sector, whose contribution more than doubled following the recent acquisition of Andromeda. These results more than offset the smaller contribution from the Hydroelectric Power sector, which was characterised by very low water availability compared to the exceptional contributions recorded in the first quarter of the previous year. The results posted by the Thermoelectric Power sector are essentially in line with last year, thanks to the ongoing operating efficiency interventions and despite the reduced contribution from energy efficiency certificates. The Group is pursuing its growth path as envisaged in the Business Plan and in this connection we are very pleased with the success achieved by the first Green Bond issue, confirming the great confidence of investors in our Business Plan and in our sustainable development model. For 2019 we confirm the guidance figures conveyed at the beginning of the year, with EBITDA forecast at between 495 and 515 million Euro, investments totalling between 340 and 370 million Euro and a net debt ranging between 1,360 and 1,440 million Euro."

Preliminary remarks

5 In order to facilitate the understanding of business performance, the financial results are shown excluding significant income components of a non-recurring nature (special items): these results are indicated using the term "adjusted". For a definition of the indicators and reconciliation of the amounts in question, reference is made to the specific section of this Press Release "Alternative Performance Indicators"

⁶ The ratio of total net financial debt (including project financing) to net invested capital

Alternative Performance Indicators (APIs) and Adjusted Results

This document uses certain Alternative Performance Indicators (APIs) which differ from the financial indicators explicitly set forth in the international financial standards (IAS/IFRS) adopted by the Group.

These alternative indicators are utilised by the Group to facilitate the communication of information regarding business performance and net financial debt.

Lastly we mention that, in order to enhance the understandability of trends in the business segments, the financial results are shown excluding significant income components of a non-recurring nature (special items): these results are indicated using the term "Adjusted Results".

IFRS 16

With effect from 1 January 2019, IFRS 16 has been applied.

In its capacity as lessee, the Group has recognised new liabilities deriving from leasing and from increased right-of-use assets amounting to around Euro 63 million as at 1 January 2019, mainly in connection with the Wind business and concerning the utilisation of land, warehouses, property, equipment, substations and machinery.

Application of the new Standard has changed the nature of operating lease costs and how they are shown in the income statement: these costs are now recognised as amortisation of the rights of use and as financial charges relating to the debt associated with the discounting of future lease fee payments. Previously, the Group recorded the operating lease costs on a straight-line basis over the duration of the lease period, essentially in line with the actual cash movements pertaining to the related fees.

Application of IFRS 16 has therefore implied:

an improvement in EBITDA to the extent of the lease fees coming within the scope of IFRS 16, corresponding to Euro 1.8 million in the first quarter of 2019;
an increase (Euro 65 million as at 31 March 2019) in net financial debt and net invested capital associated with application of the equity method as indicated by the new standard;
an increase in amortisation and depreciation (Euro 1.5 million) and higher financial costs (Euro 0.8 million) associated with application of the equity method as mentioned above.

At the time of application, ERG availed itself of the option to use the modified retrospective method, without therefore carrying out a restatement of prior financial years shown for comparison purposes.

In view of the foregoing, in order to show the business segment margins, it was deemed appropriate for the adjusted Income Statement, to reflect the leasing expenses included in Adjusted EBITDA in continuity with previous years' management reports and in accordance with the actual cash movements connected with the same (periodical lease fee).

Consequently, the adjusted net financial debt and the adjusted net invested capital are also shown excluding the debt associated with the discounting of future lease fee payments.

Change in the scope of business

On 12 February 2019 ERG, through its subsidiary ERG Solar Montalto S.r.l., completed the purchase from Soles Montalto GmbH, an investment fund managed by the group AREAM – European asset manager in the renewables sector – of a 78.5% stake in Perseo S.r.l., 100% owner of Andromeda PV S.r.l., a company that in turn manages two photovoltaic power facilities with an overall installed capacity of 51.4 MW.

It was further agreed that Soles Montalto GmbH will remain a minority quotaholder, based on a quotaholders' agreement granting ERG complete industrial control of the asset and its full consolidation.

The plants, located at Montalto di Castro (Lazio region), in 2018 recorded a total output of 85.6 GWh and EBITDA of Euro 30 million. The facilities, equipped with Sun Power technology and monoaxial tracker, typically came on stream in the fourth quarter of 2010 and are eligible for Secondo Conto Energia incentives for a period of 20 years until 2030.

The transaction's enterprise value amounts to approximately Euro 221 million, reflecting the acquired quota's equity value of Euro 97 million and the net financial position of the Target company which, on 31 December 2018, stood at Euro 124 million.

First quarter 2019

In the first quarter of 2019 revenues from ordinary operations totalled Euro 296 million, showing an increase over the first quarter of 2018 (Euro 284 million), mainly as a result of the growth in both Italian and overseas wind power output and in solar power generation, also following expansion of the managed assets portfolio, and thermoelectric power generation, partly offset by the decline in hydroelectric power volumes.

Adjusted EBITDA, at Euro 164 million, showed a slight upturn compared to Euro 162 million recorded in the first quarter of 2018. This variation reflects the following factors:

Wind power (+8 million): EBITDA came to Euro 115 million, with an increase over the corresponding period in 2018 (Euro 107 million), given the more favourable wind conditions both in Italy and abroad. In particular, the improved results of the Italian wind farms (+Euro 3 million) reflected a growth in output, with incentivised production stable at 72%, which more than compensated the reduction in unitary incentive value (92 Euro/MWh compared to 99 Euro/MWh). Overseas results showed an upturn (+Euro 5 million) thanks to both the improvement in price scenario and the higher output of wind farms in all countries outside of Italy. It is worth mentioning that in the first quarter of 2018 the results included the contribution of the Brockaghboy wind farm (+Euro 3 million), which was sold on 7 March 2018.
Solar power (+8 million): EBITDA, at Euro 13 million, more than doubled with respect to the first quarter of 2018 (Euro 5 million) thanks to the contribution from the newly acquired photovoltaic facilities, in a favourable context in terms of both radiation and price scenario.
Hydroelectric power (-11 million): EBITDA came to Euro 23 million (Euro 35 million in the first quarter of 2018), with a sharp downturn compared to the previous year. Performance reflected the significantly reduced water availability recorded during the period.
Thermoelectric power (-1 million): EBITDA as regards the thermoelectric power sector, amounting to Euro 17 million, was essentially in line with the result of Euro 18 million posted in 2018, despite the lower contribution from Energy Efficiency Certificates. The absence of the revaluation of previous years' certificates recorded in 2018 in the amount of around Euro 3 million was partly offset by a reduction in operating costs, together with the increased quantities of Efficiency Certificates produced during the quarter.

Adjusted EBIT came to Euro 92 million (Euro 94 million in 2018) after amortisation and depreciation totalling Euro 72 million, up by Euro 3 million compared to the first quarter of 2018 (Euro 69 million), reflecting above all the new Solar power investments and the wind farms acquired in France during the second half of 2018.

The adjusted Group net result amounted to Euro 54 million, with a slight downturn compared to Euro 56 million posted in the first quarter of 2018, owing to the previously commented operating results and the higher tax rate reflecting the absence of tax benefits associated with economic growth (Allowance for Corporate Equity - ACE). Despite the rise in debt, financial charges showed a slight decrease compared to the corresponding period a year earlier due to a reduction in the cost of debt.

The Group net result came to Euro 49 million, compared to Euro 85 million in the first quarter of 2018, which had benefited from the capital gain on the sale of Brockaghboy wind farm in the United Kingdom (Euro 27 million).

Adjusted net financial debt came to Euro 1,514 million, with an increase of Euro 171 million compared to 31 December 2018 (Euro 1,343 million). The variation reflects the impact deriving from further growth in the solar power sector, following the acquisition of two photovoltaic pants in Italy (Euro 220 million), and from investments during the period (Euro 13 million), partly offset by the period's positive cash flow (Euro 62 million). As already mentioned in the preliminary remarks, the adjusted net financial debt is indicated net of the effects arising from application of IFRS 16, therefore excluding the discounting of future lease fee payments, which at 31 March 2019 amounted to Euro 65 million.

Investments

Million Euro	First quarter
	2019 2018
Wind power	10	17
Solar power	220	346
Hydroelectric power	1	0
Thermoelectric power	2	2
Corporate	0	1
Total investments	233 365

In the first quarter of 2019, investments amounted to Euro 233 million (Euro 365 million in the first quarter of 2018) and mainly concerned the acquisition of two photovoltaic plants in Italy (Euro 220 million). Moreover, during the quarter investments were carried out in property, plant and equipment and intangible fixed assets totalling Euro 13 million, of which 80% in the Wind power sector (67% in the first quarter of 2018), above all in connection with construction of the new wind farm in Germany (Windpark Linda), 13% in the Thermoelectric power sector (19% in the first quarter of 2018), 4% in the Hydroelectric power sector (4% in the first quarter of 2018) and 3% in the Corporate sector (10% in the first quarter of 2018), primarily concerning the ICT area.

Wind power: investments in the first quarter of 2019 (Euro 10 million) mainly concerned the development of the German wind farm Windpark Linda, scheduled to come on stream during the second quarter of the year.

Solar power: investments in the first quarter of 2019 refer to the acquisition of 2 photovoltaic plants, located at Montalto di Castro (Lazio region), with an installed capacity of 51.4 MW and estimated annual output of approximately 96 GWh, which are eligible for Secondo Conto Energia incentives for a period of 20 years until 2030. The transaction's enterprise value amounted to Euro 221 million.

Hydroelectric power: investments in hydroelectric power, amounting to about Euro 1 million, refer above all to maintenance contracts and projects scheduled with regard to the seismic enhancement of infrastructures and in the area of Health, Safety and the Environment.

Thermoelectric power: investments in the first quarter of 2019 (Euro 2 million) mainly concerned ERG Power's CCGT facility, which continued with its initiatives aimed at maintaining the plants' operational efficiency, flexibility and reliability. Moreover, the scheduled interventions went ahead in the area of Health, Safety and the Environment.

Operational data

Electricity sales by the ERG Group, carried out in Italy through ERG Power Generation S.p.A.'s Energy Management, refer to the electricity generated by its wind farms and its thermoelectric, hydroelectric and solar power plants, and to purchases on organised markets and via physical bilateral contracts.

During the first quarter of 2019, overall electricity sales came to 4.1 TWh (3.7 TWh in the first quarter of 2018), against a total of around 2.3 TWh produced by the Group's facilities (2.2 TWh in the corresponding period of 2018), of which approximately 0.5 TWh abroad and 1.8 TWh in Italy. The latter figure represents about 2.2% of overall domestic electricity demand (the same as during the first quarter of del 2018).

Electricity sold wholesale includes sales on the IPEX power exchange, in both the "Day-ahead Market" (MGP) and the "Intraday Market" (MI) and in the "Ancillary Services Market" (MSD), as well as sales to leading sector operators using the "over the counter" (OTC) platform. The latter are carried out by Energy Management with a view to developing forward contracting activities also for the purpose of hedging generation, in line with the Group's risk policy.

	1st Quarter
Electricity output (GWh)	2019	2018	∆	∆%
Wind power output	1,328	1,219	109	9%
- Italy	803	732	71	10%
- Abroad	525	487	38	8%
Solar power output	44	21	23	106%
Hydroelectric power output	301	469	-168	-36%
Thermoelectric power output	618	527	92	17%
ERG plants total output	2,292	2,237	56	2%

In the first quarter of 2019 steam sales⁷ carried out amounted to 313 thousand tons, with a sharp upturn compared to 170 thousand tons during the corresponding period of 2018.

With regard to output, in the first quarter of del 2019 we particularly report:

⁷ Steam supplied to end users net of the steam quantities withdrawn by the same and pipeline leaks.

Wind power: wind power output totalled 1,328 GWh, with an upturn compared to the corresponding period of 2018 (1,219 GWh), increasing by around 10% in Italy (from 732 GWh to 803 GWh) and 8% outside of Italy (from 487 GWh to 525 GWh).

The growth in Italian output (+71 GWh) reflects the improvement in wind conditions compared to those recorded during the corresponding period of 2018 as regards essentially all regions, except for Sicily and Sardinia.

Outside of Italy, the net increase of 38 GWh is ascribable to the higher output in Eastern Europe (+35 GWh) and in Germany (+23 GWh) and France (+9 GWh, of which approximately 27 GWh concerning the French plants recently acquired or which came into operation during the last quarter of the year), net of the loss of output in the UK (-29 GWh) following the sale of Brockaghboy wind farm.

Solar power: output amounted to around 44 GWh, of which 16 GWh concerned the newly acquired facilities; the overall load factor was 14% (11% in the first quarter of 2018).

Hydroelectric power: ERG Hydro's total output in the first quarter of 2019, amounting to 301 GWh, benefited from a unitary net revenue, taking into consideration the sale price of electricity, revenues from the Ancillary Services Market (MSD) and from the period's replacement incentives and other minor components, which corresponded overall to about 108 Euro/MWh, with an increase compared to 94 Euro/MWh in the first quarter of 2018.

Thermoelectric power: ERG Power's net electricity output amounted to 618 GWh, with an upturn compared to the corresponding period of 2018 (527 GWh), given the more favourable market situation with improved net generation margins, following the gradual rise in CO2 prices reflected in the sale prices. This trend exceeded the more general one recorded in Italy for the entire thermoelectric sector.

The net supply of steam to captive customers of the Priolo Gargallo petrochemical site totalled 313 thousand tons, with a strong growth compared to 170 thousand tons for the corresponding period of 2018.

Main events during the quarter

On 11 January 2019 ERG acquired from Soles Montalto GmbH a 78.5% stake in Perseo S.r.l., 100% owner of Andromeda PV S.r.l., a company that in turn manages two photovoltaic power facilities with an overall installed capacity of 51.4 MW (see PR dated 11/1/2019). The transaction closing took place on 12 February 2019.

On 14 January 2019 ERG finalised the gratuitous assignment of 80 ERG treasury shares in favour of each employee of the ERG Group's Italian companies (see PR 14/1/2018). The assignment (see PR dated 20/10/2018) concerned a total number of 664 employees and 53,120 shares, held in ERG S.p.A.'s portfolio, with an overall value, including related ancillary costs, of 1.1 million Euro.

On 15 January 2019 the commissioning phase was completed for Parc Eolien de la Vallée de Torfou (see PR dated 15/1/2019), a 17.6 MW wind farm with an estimated average annual output 47 GWh, forming part of the 768 MW of assets under construction and being developed by Epuron (acquired last year - see PR 6/4/2018), and Parc Eolien Vallée de l'Aa 2 (13.2 MW - estimated average annual output 29 GWh), corresponding to an overall total of around 45,000 t of avoided CO2 emissions per year.

On 4 February 2019 ERG ranked 16th place in the "Corporate Knights Global 100 Most Sustainable Corporations in the World Index" published by the Canadian company Corporate Knights. With a score of 75.39%, ERG is the leading Italian company, as well as the only one included among the Top 50 (see PR dated 4/2/2019).

On 6 March 2019 the ERG Q Solar 1 joint venture was suspended (see PR dated 6/3/19).

On 13 March 2019 the early settlement of 36.6 million Euro was finalised, under the Vendor Loan granted to a.p.i. S.p.A. at the time of executing the agreement for the sale of TotalErg S.p.A. (see PR dated 13/3/2019).

On 25 March 2019 ERG and the Zurich-based company Profond Finanzgesellschaft AG signed an agreement concerning the acquisition of a 100% equity stake in "Les Moulins de Fruges SAS", a French firm owner of six wind farms, with a total installed capacity of 52 MW, located in the Northern France region of Hauts-de-France (see PR dated 25/3/2019). The transaction closing took place on 6 May 2019.

Main events occurred after the end of the period

On 4 April 2019 ERG completed its placement of a 6 year fixed rate bond for 500,000,000 Euro, issued as part of its 1 billion Euro EMTN (Euro Medium Term Notes) Programme (see PR dated 4/4/2019).

On 2 May 2019 ERG acquired from RES, a global renewable energy company, a 100% stake in Craiggore Energy Ltd, a business incorporated in Northern Ireland, holder of authorisations for the construction of a wind farm in Northern Ireland, in the county of Londonderry. The total investment estimated for construction of the wind farm is approximately £37 million (about 41 million Euro), which already includes the acquisition price paid (see PR dated 2/5/2019).

On 6 May 2019 the acquisition was finalised of six wind farms in France, with an overall installed capacity of 52 MW (see PR dated 6/5/2019).

Business outlook

Set out below is the foreseeable trend in the main scenario and performance indicators during 2019:

Wind power: ERG continues to pursue its international development strategy in the Wind Power sector; outside of Italy, in particular, a growth is anticipated owing to the full contribution from the Melier (8 MW), Torfou (17.6 MW) and Vallée de l'Aa (13.2 MW) wind farms, which came on stream during 2018, and the contribution from the French wind farms recently acquired (52 MW), together with the scheduled coming on stream of the Linda wind farm (21.6 MW) in Germany. Regarding Italy, thanks to the good wind conditions recorded during the first few months of the year, EBITDA is expected to be in line with 2018 despite the lower incentive price, the negative impact throughout 2019 of the 72 MW that left the incentive system in 2018 and the gradual exit during the year of a further 32 MW. Generally speaking, the Wind Power sector is therefore expected to post an upturn in overall EBITDA, compared to the previous year.
Solar power: In 2019 ERG has increased its presence in the Solar Power sector via the acquisition of ANDROMEDA (51 MW), further enhancing its technological diversification strategy. Moreover, due to the significant size achieved (approximately 140 MW) also following the acquisition in 2018 of FORVEI (89 MW), it will be possible to expand and optimise Energy Management's portfolio and capitalise on industrial skills in the operational consolidation of assets.
For FY2019 EBITDA is expected to be approximately double with respect to 2018 (Euro 32 million).
Hydroelectric power: Regarding this asset, considering the low volumes recorded during the early months of the year, a decrease in results is anticipated compared to those posted in 2018 which had benefited from volumes significantly above the historical averages, together with a lower incentive price for which around 40% of output is eligible; the forecast decrease in volume will be accompanied by interventions to optimise Energy Management's production on the spot and ancillary services markets.

Hydroelectric Power is therefore expected to post a downturn in EBITDA with respect to the exceptionally high figures recorded in 2018.

• Thermoelectric power: During 2019, ERG will continue to improve the operating efficiency of its CCGT plant, also following the scheduled shutdown that took place in November/December 2018. The generation margins (so-called spark spread) are expected show an improvement following the falloff in the price of gas and the transfer of CO2-related costs to the end sales prices. Moreover, thanks to the recovery of operational efficiency, Energy Management's activity on the energy markets and the increased production of White Certificates (EECs), EBITDA is expected to show an upturn with respect to 2018.

In summary, for FY2019 at consolidated level, the forecast for EBITDA is confirmed within a range of between 495 and 515 million Euro, with an upturn compared to 2018 (Euro 491 million), despite the anticipated decline in Hydro sector volumes, the decreasing incentivised perimeter in the Italian Wind Power sector and the lower incentive price on incentivised volumes as regards both the Wind and Hydro sectors. These effects are more than compensated by the contribution deriving from the continuous growth in installed capacity as regards the Solar Power sector (51 MW) and the overseas wind power sector (112.4 MW), by the increased production of EECs and by operating efficiency and energy management interventions.

FY2019 investments are expected to be in a range of between 340 and 370 million Euro, less than in 2018 when some investments previously scheduled for 2019 were brought forward.

ERG's cash generation will make it possible to limit the increase in debt to between 1.36 and 1.44 billion Euro (Euro 1.34 billion in 2018), partially offsetting investments during the period, as well as the distribution of an ordinary dividend of €0.75 per share and the payment of financial charges.

Additional information

The Board of Directors – following a proposal by the Nominations and Remuneration Committee and with the approval of the Board of Statutory Auditors – has determined for FY2019, in accordance with the Company's current Remuneration Policy, the fees payable to the Chairman, the Executive Deputy Chairman, the Deputy Chairman and the members of the Strategic Committee who are not employees of the Group and do not hold offices within the Board of Directors.

The Board of Statutory Auditors, appointed by the Shareholders' Meeting on 17 April 2019, has informed the Board of Directors that it has positively assessed the independence of its members in accordance with the criteria laid down by the Consolidated Finance Act, the Code of Behaviour for the Boards of Statutory Auditors drawn up by the National Council of Professional and Certified Public Accountants and the Corporate Governance Code promoted by Borsa Italiana S.p.A., such assessment being confirmed by the Board of Directors based on the criteria in question and the information provided by the members of the Board of Statutory Auditors⁸ .

In reference to the estimates and forecasts contained in this press release, we point out that actual results may differ even significantly from the announced results due to a multitude of factors, including: future trends in prices, the operating performance of plants, conditions concerning wind, water availability and radiation, the impact of regulations for the energy industry and for the environment, other changes in business conditions and in the action of the competition.

The layout of the accounting statements corresponds to the format used in the Interim Report on Operations. Appropriate explanatory notes illustrate the adjusted results.

Pursuant to Article 154-bis (2) of the Consolidated Finance Act, the manager responsible for preparing the company's financial reports, Paolo Luigi Merli, declares that the accounting information contained in this press release corresponds to the accounting documents, books and records.

The results for the first quarter of 2019 will be illustrated to analysts and investors today at 11 a.m. (CEST), during a conference call and simultaneous webcast, which may be viewed by visiting the Company's website (www.erg.eu); the presentation will be available on the said website, in the "Investor Relations/Presentations" section, at the offices of Borsa Italiana S.p.A. and on the e-Market Storage authorised storage mechanism () 15 minutes before the conference call.

This press release, issued at 7.45 a.m. (CEST) on 15 May 2019, is available to the public on the Company's website (www.erg.eu) in the section "Media/Press Releases", at the offices of Borsa Italiana S.p.A. and on the e-Market Storage authorised storage mechanism (). The Interim Report on Operations at 31 March 2019 is available to the public at the Company's registered office at via De Marini 1, Genoa, on the Company's website (www.erg.eu) in the section "Investor Relations/Financial statements and reports", at the offices of Borsa Italiana S.p.A. and on the e-Market Storage authorised storage mechanism ().

Contacts:

Sabina Alzona Head of Media Relations - tel. + 39 010 2401804 mob. + 39 340 1091311 – [email protected] Emanuela Delucchi IR Manager – tel. + 39 010 2401806 – e-mail: [email protected] - [email protected] Matteo Bagnara IR - tel. + 39 010 2401423 - e-mail: [email protected] www.erg.eu - @ergnow

⁸ In particular, with reference to the fact that Standing Auditor Lelio Fornabaio has exceeded the limit of nine years set forth by application criteria 3.C.1 letter e) of the Corporate Governance Code, the Board of Statutory Auditors and the Board of Directors have decided that the automatic application of the said limitation for the purpose of assessing independence would have implied a formalism not in keeping with the spirit of the Corporate Governance Code and that the overall profile of the aforementioned Statutory Auditor – and his record within the Company – constitutes a sufficient guarantee in terms of independence of judgment.

Performance highlights

Year			1st quarter
2018	(EUR million)		2019	2018
	Key financial data

	1,027 Adjusted revenue		296	284
	491 Adjusted EBITDA		164	162
	216 Adjusted EBIT		92	94
	133 Net profit		49	85
133	of which profit attributable to owners of the parent		49	85
	107 Of which adjusted profit attributable to owners of the parent (1)		54	56
	Key financial data
	3,172 Adjusted net invested capital (2)		3,411	3,197
	1,829 Equity		1,897	1,968
	1,343 Adjusted total net financial indebtedness (2)		1,514	1,229
1,178	of which non recourse Project Financing (3)		1,327	1,365
42%	Financial leverage		44%	38%
48%	EBITDA Margin %		55%	57%
	Operational data
	1,822 Installed capacity of wind farms at the end of the period	MW	1,822	1,783
	3,464 Electric power output from wind farms	KWh million	1,328	1,219

	480 Installed capacity of thermoelectric plants at the end of the period	MW	480	480
	2,151 Electric power output from thermoelectric plants	KWh million	618	527
	527 Installed capacity of hydroelectric plants at the end of the
	period	MW	527	527
	1,740 Electric power output from hydroelectric plants	KWh million	301	469
	90 Installed capacity of solar plants at the end of the period	MW	141	90
	130 Electric power output from solar plants	KWh million	44	21
	13,627 Total sales of electric power	KWh million	4,070	3,654
	510 Capital expenditure (4)	EUR million	233	365
	737 Employees at the end of the period	Units	752	714
	Net unit revenue (5)
124.9	Wind Italy	EUR/MWh	120.4	125.9
94.5	Wind Germany	EUR/MWh	100.6	93.4
87.4	Wind France	EUR/MWh	88.6	87.5
63.5	Wind Poland	EUR/MWh	68.9	50.0
74.8	Wind Bulgaria	EUR/MWh	81.2	71.1
58.2	Wind Romania	EUR/MWh	72.0	49.7
100.4	Wind UK	EUR/MWh	n.a.	100.4
293.5	Solar	EUR/MWh	326.8	288.5
106.6	Hydroelectric	EUR/MWh	107.6	94.0
41.4	Thermoelectric	EUR/MWh	36.0	50.8

To enhance the understanding of the Group's business performance, adjusted revenue and operating results are shown, therefore excluding special items.

(1) does not include special items and related applicable theoretical taxes

(2) also as already indicated in the Introduction, net financial indebtedness and the adjusted net invested capital are represented net of the effects deriving from the application of IFRS 16, therefore excluding the recognition of assets and the discounting of future payments of leasing instalments of around EUR 65 million at 31 March 2019.

(3) including cash and cash equivalents and excluding the fair value of the derivatives hedging interest rates

(4) in property, plant and equipment and intangible non-current assets. They include M&A investments of EUR 220 million made in the first quarter of 2019 for the acquisition of two photovoltaic plants from Soles Montalto Gmbh with a total installed capacity of 51.4 MW. In the first quarter of 2018 M&A investments were equal to EUR 357 million in relation to the acquisition of the companies of the ForVei Group (solar) and for the acquisitions of companies owning wind farms in France.

(5) net unit revenue is expressed in EUR/MWh and is calculated by dividing the technology output by the revenue achieved on energy markets, inclusive of the impact of hedges, of any incentives due and the relative variable costs associated to generation/sale including, for example, the cost of fuel and imbalance costs.

	Performance highlights by segment
Year	(EUR million)	1st quarter
2018		2019	2018
	Adjusted revenue
	389 Wind	144	133
	38 Solar	15	6
	194 Hydroelectric	32	44
	405 Thermoelectric (1)	106	101
	36 Corporate	9	9
(36)	Intra-segment revenue	(9)	(9)
	1,027 Total adjusted revenue	296	284

	Adjusted EBITDA
	274 Wind	115	107
	32 Solar	13	5
	146 Hydroelectric	23	35
	53 Thermoelectric (1)	17	18
(15)	Corporate	(4)	(2)

	491 Adjusted EBITDA	164	162

	Amortisation, depreciation and impairment losses
(159)	Wind	(40)	(41)
(24)	Solar	(10)	(5)
(58)	Hydroelectric	(14)	(15)
(31)	Thermoelectric	(7)	(8)
(3)	Corporate	(1)	(1)
(275)	Adjusted depreciation and amortisation	(72)	(69)

	Adjusted EBIT
	115 Wind	75	66
	8 Solar	3	0
	88 Hydroelectric	9	20
	22 Thermoelectric (1)	10	11
(18)	Corporate	(5)	(3)
	216 Adjusted EBIT	92	94
	Capital expenditure (2)
	146 Wind	10	17
	345 Solar	220	346
	7 Hydroelectric	1	0
	8 Thermoelectric	2	2
	3 Corporate	0	1

	510 Total capital expenditure	233	365

(3) It includes the residual contribution from minor portfolios managed by Energy Management not attributable to individual business units

(4) Includes investments in property, plant and equipment and intangible non-current assets and M&A investments

Adjusted Income Statement

To enhance understandability of the Group's performance, as already indicated in the Introduction, the operating results are shown in this section excluding the impact relative to the application of the IFRS 16 standard and of special items.

For the definition of indicators, the composition of the financial statements and the reconciliation of the amounts involved, reference is made to that indicated in the section Alternative Performance Indicators below.

		1st quarter
(EUR million)	2019	2018

Revenue	296.5	284.4
Other income	3.0	2.8
TOTAL REVENUE	299.4	287.1
Purchases costs and change in inventories	(78.1)	(69.3)
Services and other operating costs	(41.9)	(40.7)
Personnel expense	(15.8)	(14.6)
EBITDA	163.7	162.5
Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets	(71.9)	(68.6)
EBIT	91.8	93.9
Net financial income (expense)	(17.6)	(18.1)
Net gains (losses) on equity investments	0.0	0.0
Profit before taxes	74.3	75.9
Income taxes	(20.3)	(19.5)
Profit for the period	53.9	56.4
Non-controlling interests	0.1	(0.1)
Profit attributable to owners of the parent	54.0	56.3

Reclassified Statement of Financial Position

The reclassified statement of financial position contains the assets and liabilities of the mandatory financial statements, used in the preparation of the annual financial report, highlighting the uses of resources in noncurrent assets and in working capital and the related funding sources.

For the definition of the indicators for the main items used in the Reclassified Statement of Financial Position, reference is made to that indicated in the "Alternative Performance Indicators" section below.

The adjusted reclassified statement of financial position is shown below and does not include, at 31 March 2019, impacts deriving from the application of IFRS 16 standard of EUR 65 million on net financial indebtedness with a balancing entry of equal amount in Net invested capital.

31/03/2018	Adjusted reclassified balance sheet	31/03/2019	31/12/2018
	(EUR million)
	3,322.6 Non-current assets	3,470.2	3,273.6
	196.9 Net working capital	255.9	179.3
(6.4)	Provisions for employee benefits	(5.8)	(5.8)
	318.8 Other assets	318.6	291.7
(634.9)	Other liabilities	(627.6)	(567.0)
	3,197.0 Net invested capital	3,411.3	3,171.8

	1,966.7 Equity att. to the owners of the parent	1,878.9	1,828.8
	1.2 Non-controlling interests	18.2	0.0
	1,229.1 Net financial indebtedness	1,514.2	1,343.0
	3,197.0 Equity and financial debt	3,411.3	3,171.8

Cash Flow
Year			1st quarter
2018	(amounts in million)	2019	2018
490.6	Adjusted EBITDA	163.7	162.5
(114.0)	Change in net working capital	(85.1)	(64.6)
376.6	Operative Cash Flow	78.6	97.9
(60.2)	Investments in property, plant and equipment and intangible non-current assets	(12.9)	(8.1)
(449.4)	Company acquisitions (business combination)	(219.6)	(357.3)
-	Capital expenditure in financial fixed assets	-	(1.7)
179.5	Sale of equity investment in TotalErg	-	179.5
105.7	Sale of Brockaghboy net assets	-	105.8
(0.2)	Divestments and other changes	0.5	(1.3)
(224.5)	Cash Flow from capital expenditure/divestments	(232.1)	(83.1)
(69.7)	Financial income (expense)	(17.6)	(18.1)
(0.1)	Net gains (losses) on equity investment	0.0	0.0
(69.8)	Cash Flow from financial management	(17.6)	(18.0)
(20.5)	Cash Flow from tax management	-	-
(171.1)	Distribution of dividends	-	-
1.4	Other changes in equity	(0.2)	8.9
(169.7)	Cash Flow used in equity	(0.2)	8.9
(2.4)	Change in the consolidation scope	-	(2.2)
1,232.7	Opening net financial indebtedness	1,343.0	1,232.7
110.3	Net change	171.2	(3.6)
1,343.0	Closing net financial indebtedness	1,514.2	1,229.1

Operative Cash flow in the first quarter of 2019 was a positive EUR 79 million, a decrease of EUR 19 million compared to the same period of 2018, primarily due to seasonal dynamics of working capital relative to the methods of payment of incentives in a context of greater wind output in Italy as well as seasonal dynamics linked to the start of operations of wind farms in France.

Cash flow from investments in the first quarter of 2019 is mainly linked to M&A operations and in particular to the acquisition of two photovoltaic plants with total installed capacity of 51.4 MW from Soles Montalto Gmbh (EUR 220 million), as well as investments in property, plant and equipment and intangible fixed assets (EUR 13 million).

Cash flow used in financial management refers to the interest accrued during the period.

Cash flow used in equity relates mainly to the impact of changes in the hedging reserve linked to derivative financial instruments.

Adjusted net financial indebtedness totalled EUR 1,514 million, up by EUR 171 million compared to 31 December 2018 (EUR 1,343 million). The change reflects the impact deriving from the further growth in the solar sector following the acquisition of two photovoltaic plants in Italy (EUR 220 million) and the investments in the period (EUR 13 million), in part offset by the positive cash flow in the period (EUR 62 million).

ALTERNATIVE PERFORMANCE MEASURES Definitions

On 3 December 2015 CONSOB issued Communication no. 92543/15, which transposes the Guidelines regarding the use and presentation of Alternative Performance Indicators in the context of regulated financial information, issued on 5 October 2015 by the European Securities and Markets Authority (ESMA). The Guidelines, which updated the CESR Recommendation on Alternative Performance Indicators (CESR/05 - 178b), aim to promote the usefulness and transparency of alternative performance indicators so as to improve their comparability, reliability and comprehensibility.

Some of the APIs used in this document are different from the financial indicators expressly provided for by the IFRS adopted by the Group.

These alternative indicators are used by the Group in order to facilitate the communication of information on its business performance as well as its net financial indebtedness.

Finally, in order to enhance understanding of the business segments' performance, the operating results are shown excluding special income items: these results are indicated with the term "Adjusted results".

Since the composition of these indicators is not regulated by the applicable accounting reporting standards, the method used by the Group to determine these indicators may not be consistent with the method used by other operators and so these might not be fully comparable.

Definitions of the APIs used by the Group and a reconciliation with the items of the financial statements templates adopted are as follows:

Adjusted revenue is revenue, as indicated in the Financial Statements, with the exclusion of significant special income components (special items);
EBITDA is an indicator of operating performance calculated by adding "Amortisation, depreciation and impairment losses" to the net operating profit. EBITDA is explicitly indicated as a subtotal in the financial statements;
Adjusted EBITDA is the gross operating margin, as defined above, with the exclusion of significant special income components of an extraordinary nature (special items) and with the adjustment of the legal impacts of IFRS 16;
Adjusted EBIT is the net operating profit, explicitly indicated as a subtotal in the Financial Statements, with the exclusion of significant special income components of an extraordinary nature (special items) and with the adjustment of the legal impacts of IFRS 16;
EBITDA Margin is an indicator of the operating performance calculated by comparing the adjusted EBITDA to the Revenue from sales and services of each individual business segment;
The Adjusted tax rate is calculated by comparing the adjusted values of taxes and profit before tax;
Adjusted profit attributable to the owners of the parent is the profit attributable to the owners of the parent, with the exclusion of significant profit or loss components of an extraordinary nature (special items) and the adjustment linked to the legal impacts of IFRS 16, net of the related tax effects;
Investments are obtained from the sum of investments in property, plant and equipment and intangible assets. Starting from the Interim Report at 31 March 2018, they also include the carrying amount of the acquisitions of net assets within the scope of M&A transactions;
Net working capital is the sum of Inventories, Trade Receivables and Trade Payables;
Net invested capital is the algebraic sum of Non-current Assets, Net Working Capital, Liabilities related to Post-employment Benefits, Other Assets and Other Liabilities;
Adjusted net invested capital is Net invested capital, as defined above, with the inclusion of impacts relative to the application of IFRS 16 mainly linked to the increase in right of use assets;
Net financial indebtedness is an indicator of the financial structure and is determined in accordance with CONSOB communication 15519/2006, also including the non-current assets relative to derivative financial instruments. Until 31 December 2018 the indicator also included the non-current financial loan to api S.p.A. (EUR 36 million) as deferred component of the TotalErg sale price;
Adjusted net financial indebtedness is the adjusted net financial indebtedness, as defined above,

net of the liability linked to the discounting of future payments of leasing instalments, following the application of IFRS 16.

Financial leverage is calculated by comparing total net financial liabilities (including Project Financing) to the adjusted net invested capital.
The special items include significant atypical income items. These include:
o income and expenses connected to events whose occurrence is non-recurring, i.e. those transactions or events that do frequently re-occur over the normal course of business;
o income and expenses related to events that are not typical of normal business activities, such as restructuring and environmental costs;
o capital gains and losses linked to the disposal of assets;
o significant write-downs recorded on assets following impairment tests;
o income and the associated reversals recognised in application of IFRS 9, in relation to the restructuring of loans in place.

	Reconciliation with adjusted operating results
Year			1st quarter
2018	EBITDA	Note	2019	2018
479.6	EBITDA for continuing operations		163.2	159.2
3.3	Contribution of discontinued operations (Brockaghboy)	1	0.0	3.3
482.9	EBITDA		163.2	162.5

	Special items exclusion and impact of IFRS 16
	Corporate
2.7	- Reversal of ancillary charges on non-recurring operations (Special Projects)	2	2.3	-
-	- Adjustment for impact of IFRS 16	3	(0.2)	-
5.1	- Reversal liabilities/charges ERG80	4	-	-
	Thermoelectric
-	- Adjustment for impact of IFRS 16	3	(0.2)	-
	Hydroelectric
-	- Adjustment for impact of IFRS 16	3	(0.0)	-
	Solar
-	- Adjustment for impact of IFRS 16	3	(0.1)	-
	Wind
-	- Adjustment for impact of IFRS 16	3	(1.3)	-
490.6	Adjusted EBITDA		163.7	162.5

			1st quarter
2018	AMORTISATION, DEPRECIATION AND IMPAIRMENT LOSSES		2019	2018
(274.1)	Amortisation and depreciation expense for continuing operations		(73.3)	(67.9)

(0.7)	Contribution of discontinued operations (Brockaghboy)	1	-	(0.7)
(274.8)	Amortisation, depreciation and impairment losses		(73.3)	(68.6)
	Special items exclusion
0.0	- Adjustment for impact of IFRS 16	3	1.5	-

(274.8)	Adjusted depreciation and amortisation		(71.9)	(68.6)
			1st quarter
2018	PROFIT ATTRIBUTABLE TO OWNERS OF THE PARENT		2019	2018
132.6	Profit attributable to owners of the parent		49.2	84.9

	Special items exclusion and impact of IFRS 16
0.0	Exclusion impact of IFRS 16	3	0.3	-
0.0	Exclusion of ancillary charges on corporate financial prepayments	5	1.6	-
2.2	Exclusion of ancillary charges on non-recurring operations		2.2	-
4.4 (26.4)	Exclusion liabilities/charges ERG80 Exclusion of capital gain from sale of UK equity investment		0.0 0.0	- (26.5)
(6.0)	Exclusion of the net gain on refinancing (IFRS 9)	6	0.6	(2.3)

107.0	Adjusted profit attributable to owners of the parent		54.0	56.3

1. The results of Brockaghboy, the subsidiary sold on 7 March 2018, are subject to the requirements of IFRS 5. In this Interim Financial Report, to facilitate understanding of the figures, it was deemed necessary to show and comment the results achieved in the period 1 January 2018 to 7 March 2018 by the assets sold under ordinary operations, in line with the approach already adopted in the Report on Operations on the 2018 Financial Statements.
1. Ancillary charges relating to other operations of a non-recurrent nature and capitalised charges on holdings managed as ancillary charges on the Group consolidated financial statements following the acquisition of two photovoltaic plants in the first quarter of 2019.
1. Adjustment for impact of IFRS 16. Reference is made to the comments made in the previous article.
1. Charges related to the ERG Group's 80th anniversary celebrations in the fourth quarter of 2018.
1. Financial expenses correlated to the early closure of a Corporate loan in the context of a refinancing process of

some credit lines for ERG S.p.A.

The Group renegotiated a number of loans during the year. Standard IFRS 9 does not allow for the deferment of the positive economic effects of the renegotiation of loans on the residual life of the liability: this resulted in a net gain of approximately EUR 1 million being accounted for in the first quarter of 2019. For the purposes of clearer disclosure of the cost of net financial indebtedness, it was considered appropriate to show in the adjusted income statement financial expense related to the debt service payment, deferring the recognition of benefits of the renegotiation over the remaining term of the liability and not recognising them all in one immediate entry at the time of the amendment. The adjustment commented herein relates primarily to the reversal of the aforementioned benefit net of the effects linked to the reversal of similar income relating to re-financing operations of previous years.

Below is the reconciliation between the financial statements and the adjusted statements shown and commented upon in this Report.

Income Statement 1st quarter 2019

	Financial statements	Adjustment for impact of IFRS 5	Reversal Special items	Adjusted income statement
Revenue	296.5	–	–	296.5
Other income	3.0	–	–	3.0
Total revenue	299.4	–	–	299.4
Purchases	(78.8)	–	–	(78.8)
Change in inventories	0.7	–	–	0.7
Services and other operating costs	(42.3)	(1.8)	2.3	(41.9)
Personnel expense	(15.8)	–	–	(15.8)
EBITDA	163.2	(1.8)	2.3	163.7
Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets	(73.3)	1.5	–	(71.9)
EBIT	89.9	(0.4)	2.3	91.8
Net financial income (expense)	(21.3)	0.8	2.9	(17.6)
Net gains (losses) on equity investments	0.0	–	–	0.0
Profit before taxes	68.6	0.4	5.2	74.3
Income taxes	(19.4)	(0.1)	(0.8)	(20.3)
Profit from continuing operations	49.2	0.3	4.4	53.9
Net profit from continuing operations	–	–	–	–
Net profit for the period	49.2	0.3	4.4	53.9
Non-controlling interests	0.1	–	–	0.1
Profit attributable to the owners of the parent	49.2	0.3	4.4	54.0

Income Statement 1st quarter 2018:

	Financial statements	Reversal reclassifications IFRS 5 Brockaghboy	Reversal Special items	Adjusted income statement

Revenue from sales and services	281.4	2.9	–	284.4
Other revenue and income	1.9	0.9	–	2.8
Total revenue	283.3	3.8	–	287.1
Purchases	(69.8)	(0.0)	–	(69.8)
Change in inventories	0.4	–	–	0.4
Services and other operating costs	(40.1)	(0.6)	–	(40.7)
Personnel expense	(14.6)	–	–	(14.6)
EBITDA	159.2	3.3	–	162.5
Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets	(67.9)	(0.7)	–	(68.6)
EBIT	91.3	2.6	–	93.9
Net financial income (expense)	(14.6)	(0.6)	(2.8)	(18.1)
Net gains (losses) on equity investments	0.0	26.8	(26.8)	0.0
Profit before taxes	76.7	28.8	(29.6)	75.9
Income taxes	(20.3)	(0.2)	1.0	(19.5)
Profit (loss) from continuing operations	56.5	28.5	(28.6)	56.4
Net profit (loss) from continuing operations	28.5	(28.5)	–	–
Net profit (loss) for the period	85.0	–	(28.6)	56.4
Non-controlling interests	(0.1)	–	–	(0.1)
Profit (loss) attributable to the owners of the parent	84.9	–	(28.6)	56.3

Reclassified statement of financial position at 31 March 2019

	Reported Statement of financial position	Adjustment for impact of IFRS 16	Adjusted statement of financial position
Intangible non-current assets	1,044.6	–	1,044.6
Property, plant and equipment	2,440.1	(68.8)	2,371.3
Participating interests and other financial non-current assets	54.3	–	54.3
Non-current assets	3,539.0	(68.8)	3,470.2
Inventories	22.2	–	22.2
Trade receivables	311.8	–	311.8
Trade payables	(76.8)	–	(76.8)
Excise duties payable to tax authorities	(1.3)	–	(1.3)
Net working capital	255.9	–	255.9
Post-employment benefits	(5.8)	–	(5.8)
Other assets	315.0	3.6	318.6
Other liabilities	(627.6)	–	(627.6)
Net invested capital	3,476.5	(65.2)	3,411.3
Equity attributable to the owners of the parent	1,878.6	0.3	1,878.9
Non-controlling interests	18.2	–	18.2
Medium/long-term financial indebtedness	1,543.9	(61.3)	1,482.6
Short-term net financial indebtedness	35.8	(4.2)	31.6
Equity and financial debt	3,476.5	(65.2)	3,411.3

AI assistant

ERG — Earnings Release 2019

4235_ir_2019-05-15_90a45e32-de12-4fa5-a77d-0318cf6192bf.pdf

Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. approva il Resoconto Intermedio sulla Gestione al 31 marzo 2019

MOL consolidato adjusted1 : 164 milioni di Euro, 162 milioni nel primo trimestre 2018 adjusted

Risultato netto di Gruppo adjusted: 54 milioni di Euro, 56 milioni nel primo trimestre 2018 adjusted

Risultati finanziari consolidati adjusted

Premesse

Indicatori alternativi di performance (IAP) e Risultati adjusted

IFRS 16

Variazione perimetro di business

Primo trimestre 2019

Investimenti

Dati operativi

Principali fatti avvenuti nel corso del trimestre

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del trimestre

Evoluzione prevedibile della gestione

Ulteriori informazioni

Contatti:

Sintesi dei risultati

Conto Economico adjusted

Stato Patrimoniale adjusted

Indicatori alternativi di performance

Definizioni

Conto Economico 1° trimestre 2019

Conto Economico 1°trimestre 2018:

Stato patrimoniale riclassificato al 31 marzo 2019:

The Board of Directors of ERG S.p.A. approves the Interim Report on Operations as at 31 March 2019

Consolidated adjusted financial results

Preliminary remarks

Alternative Performance Indicators (APIs) and Adjusted Results

IFRS 16

Change in the scope of business

First quarter 2019

Investments

Operational data

Main events during the quarter

Main events occurred after the end of the period

Business outlook

Additional information

Contacts:

Performance highlights

Adjusted Income Statement

Reclassified Statement of Financial Position

ALTERNATIVE PERFORMANCE MEASURES Definitions

Income Statement 1st quarter 2019

Income Statement 1st quarter 2018:

Reclassified statement of financial position at 31 March 2019

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