ERG — Earnings Release 2020

Jul 31, 2020

Informazione Regolamentata n. 0118-18-2020		Data/Ora Ricezione 31 Luglio 2020 11:53:32	MTA
Societa'	:	ERG
Identificativo Informazione Regolamentata	:	135613
Nome utilizzatore	:	ERGN01 - Marescotti
Tipologia	:	3.1; 1.2
Data/Ora Ricezione	:	31 Luglio 2020 11:53:32
Data/Ora Inizio Diffusione presunta	:	31 Luglio 2020 11:53:33
Oggetto	:	30/06/20-The BoD approves the Half Yearly Financial Report as at 30/06/20	Il CdA approva la Relazione Semestrale al
Testo del comunicato

Vedi allegato.

Comunicato stampa

Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. approva la Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020

MOL consolidato adjusted¹ : 263 milioni di Euro, 273 milioni nel primo semestre 2019.

Risultato netto di Gruppo adjusted: 70 milioni di Euro, 68 milioni nel primo semestre 2019.

• Emergenza COVID-19 Proseguite senza interruzione le attività dei siti produttivi sia in Italia che all'estero a riprova dell'efficacia delle misure adottate e della resilienza nel contrastare l'emergenza pandemica, valutata positivamente anche da Fitch nella conferma del Rating Investment Grade. Incoraggiato anche nella Fase 3 l'utilizzo dello smart working.
• Risultati del trimestre Leggera flessione del margine operativo lordo, condizionato da uno scenario prezzi negativo causa impatto COVID-19 e penalizzato da una perdurante scarsa idraulicità. Effetti mitigati dalle operazioni di hedging e dall'incremento della produzione eolica estera che ha superato quella italiana. Utile netto in crescita sia nel trimestre che nel semestre.
• Sviluppo Prosegue il piano di crescita con 280MW all'estero entrati nella fase di costruzione e l'avanzamento dell'iter autorizzativo per il repowering in Italia. Confermato il ritardo di 6 mesi causa impatto Covid-19, già recepito nella guidance.
• Guidance 2020 Confermata la previsione rivista alla fine del primo trimestre del margine operativo lordo compreso in un intervallo tra 480 e 500 milioni di euro, degli investimenti tra 150-180 milioni, e dell'indebitamento finanziario netto tra i 1.350 e i 1.430 milioni di euro.
• EMTN (Euro Medium Term Notes) A valle del recente raddoppio a 2 miliardi di euro del programma, il Consiglio di Amministrazione ha autorizzato l'emissione di prestiti obbligazionari, che potranno anche qualificarsi come "green bond", sino ad un massimo di 500 milioni di euro, da eseguirsi entro il 1° luglio 2021.

Genova, 31 luglio 2020 – Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha approvato oggi la Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020. I dati del secondo trimestre, non sottoposti ad approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione e non soggetti a revisione contabile, sono da intendersi pro-forma e vengono esposti per completezza e continuità di informazione.

Risultati finanziari consolidati adjusted

II Trimestre			Principali dati economici (milioni di Euro)	I Semestre
2020	2019	Var. %		2020	2019	Var. %
107	110	-3%	MOL	263	273	-4%
32	36	-12%	Risultato operativo netto	114	128	-11%
16	14	21%	Risultato netto di Gruppo	70	68	3%

	30.06.20	31.12.19	Variazione
Indebitamento finanziario
netto (milioni di Euro)	1.503	1.476	+26
Leverage2	46%	45%

¹Al 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 presenteComunicato "Indicatori Alternativi di Performance"

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

Luca Bettonte Amministratore Delegato di ERG ha commentato: "Il trimestre appena concluso è quello che finora ha sofferto maggiormente gli effetti del COVID-19, con crollo sia dei prezzi che della domanda di energia elettrica in tutta Europa. In tale contesto i nostri risultati, in linea con quelli dello scorso anno, sono da considerarsi decisamente positivi.

Il margine operativo lordo del periodo, in leggera contrazione, risente della forte riduzione dei prezzi e dei margini della vendita di energia, nonché delle basse produzioni nell'idroelettrico. Termoelettrico ed idroelettrico quindi con risultati leggermente inferiori allo scorso anno, bene invece la generazione nel solare e nell'eolico, dove la produzione all'estero dei primi sei mesi ha superato quella italiana. Molto importante infine il contributo delle operazioni di copertura effettuate negli anni precedenti nell'ambito della risk policy nello stabilizzare la redditività.

Confermiamo quindi la guidance come rivista alla fine del primo trimestre, con il margine operativo lordo atteso tra i 480 e i 500 milioni di euro, l'indebitamento finanziario netto tra i 1.350 e 1.430 milioni e gli investimenti previsti tra i 150 e i 180 milioni di euro".

Emergenza COVID-19

A seguito della diffusione dell'emergenza sanitaria su scala globale, a fine gennaio 2020 l'Organizzazione mondiale della Sanità aveva qualificato l'epidemia da Covid-19 come un'emergenza di sanità pubblica di rilevanza internazionale e lo scorso 11 marzo 2020 ha invece dichiarato la Pandemia per Covid-19.

In Italia attraverso specifici Decreti della Presidenza del Consiglio dei Ministri, è stato dichiarato lo stato di emergenza ad oggi prorogato fino al 15 ottobre 2020 e sono state adottate misure specifiche dapprima sui territori della regione Lombardia e del Nord Italia e successivamente estese su tutto il territorio nazionale. Dalla fine di marzo si sono susseguiti ulteriori provvedimenti per la sospensione delle attività produttive industriali tranne che per i servizi ritenuti essenziali, includendo in questi ultimi la fornitura di energia elettrica e le connesse manutenzioni ed interventi. Tale situazione di blocco è stata prorogata fino allo scorso 3 maggio; dal giorno successivo con il DPCM del 26 Aprile 2020, è stata avviata la cosiddetta "fase 2", sostituita dalla "fase 3" dal DPCM dell'11 giugno, che ha allentato ulteriormente le misure di contenimento.

Gli altri paesi Europei nel quale il Gruppo ERG opera, tra cui Francia e Germania, sebbene con tempistiche diverse, hanno seguito la stessa strada intrapresa dall'Italia ed hanno via via sospeso le attività a meno dei servizi ritenuti essenziali e di pubblica utilità, tra cui rientra sempre la fornitura di energia elettrica.

Ai primi segnali di emergenza ERG ha prontamente reagito, mettendo in atto tutti i provvedimenti necessari a garantire da un lato la salute dei propri dipendenti e dall'altro la continuità operativa dei propri assets in condizioni di sicurezza.

La principale misura organizzativa assunta, peraltro raccomandata anche dalle Autorità competenti, è stata il lavoro agile (smart working), introdotto in anticipo rispetto alle disposizioni di legge, esteso a tutti i giorni lavorativi della settimana ed a tutte le sedi del Gruppo in Italia e all'estero, con oltre il 70% della popolazione aziendale coinvolta, che equivale alla totalità del personale con funzioni "impiegatizie", con la sola esclusione del personale dedicato all'esercizio e alla manutenzione degli impianti a salvaguardia della continuità operativa e gestionale in sicurezza degli asset aziendali.

A partire dal 4 maggio ERG, pur dando la possibilità di accedere ai propri uffici, dopo avere effettuato tutti gli interventi necessari ad accogliere le nostre persone presso gli ambienti di lavoro nel rispetto delle norme e protocolli di sicurezza previsti per la Fase 2, ha confermato ed incoraggiato la continuazione della prestazione lavorativa in smart working.

A partire dal 22 giugno, in coerenza con la progressiva evoluzione della situazione (Fase 3) si è proceduto ad un graduale e regolato rientro delle attività lavorative presso la maggior parte degli uffici ERG garantendo sino al 30 settembre 2020 la possibilità di effettuare la prestazione lavorativa in smart working per tre giorni lavorativi alla settimana.

Anche in questa fase e sino alla fine dell'emergenza tale possibilità è estesa a tutti i giorni lavorativi della settimana per i genitori di figli minori di 14 anni che abbiano i requisiti previsti dall'art. 90 del D.L. 34/2020 (Decreto Rilancio) e per i cosiddetti "lavoratori fragili".

A riprova dell'efficacia delle misure adottate, si evidenzia che in tutto il periodo dell'emergenza sanitaria non vi sono state interruzioni dell'attività aziendale in nessun sito produttivo, sia in Italia che all'estero, né sono stati riscontrati casi di contagio sul lavoro.

Durante questo periodo non ci sono state e non sono state pianificate riduzioni del personale. La società non ha peraltro fatto ricorso all'utilizzo di ammortizzatori sociali né alla riduzione forzata dell'orario di lavoro. Vi sono stati invece 18 nuovi ingressi nel Gruppo da marzo ad oggi.

La risposta di ERG alla crisi COVID-19 rispecchia fedelmente il proprio modello d'impresa, da sempre orientato alla creazione e alla condivisione di valore sostenibile per gli azionisti, i dipendenti e la comunità in generale.

Con riferimento a quanto indicato dall'European Securities and Markets Authority (ESMA) in data 11 marzo 2020 e successive comunicazioni, si conferma quindi che il management del Gruppo ha posto in essere un costante monitoraggio degli impatti effettivi e potenziali dell'emergenza Covid-19 sulle attività di business, sulla situazione finanziaria e sulle perfomance economiche del Gruppo.

In particolare sono oggetto di attenzione l'evoluzione dello scenario macroeconomico e di quello elettrico, in termini di andamento della domanda e dei prezzi dell'energia elettrica e del gas, e la valutazione specifica del rischio credito e del rischio liquidità.

La crisi sanitaria internazionale in atto, come noto, ha determinato una significativa generale contrazione della domanda di energia elettrica su tutti i mercati di riferimento, per effetto principalmente delle limitazioni imposte a parti delle attività produttive, attraverso modalità diverse da paese a paese.

In tale contesto i prezzi a pronti dell'energia elettrica hanno registrato importanti contrazioni in tutti i paesi in cui il Gruppo opera. Tuttavia, sia grazie alla significativa incidenza sui ricavi del Gruppo di sistemi di remunerazione regolati, sia perché una parte preponderante delle produzioni RES nonché dei Clean Spark Spreads legati alle produzioni termoelettriche del corrente anno sono state già oggetto di vendita a termine negli anni precedenti, in linea con le hedging policy triennali del Gruppo, nel primo semestre 2020 gli effetti sui risultati di Gruppo sono stati contenuti.

Il Gruppo, in tale contesto di marcata incertezza, ha prontamente elaborato un aggiornamento dello scenario energetico, al fine di riflettere gli effetti della citata crisi economico-sanitaria ipotizzando in particolare un calo della domanda elettrica, una diminuzione del prezzo del gas e quindi un decremento dei prezzi di cessione dell'energia elettrica in Italia ed all'estero soprattutto in un orizzonte temporale sia di breve che di medio-lungo periodo; inoltre si è proceduto all'aggiornamento del calcolo del tasso di sconto al 30 giugno 2020 che è risultato mediamente in aumento rispetto ai valori di fine anno 2019.

Con riferimento al Business Plan 2018-2022, è stata rivista la guidance del margine operativo lordo al ribasso del 4%, stimando un risultato complessivo compreso nell'intervallo tra 480 e 500 milioni di Euro rispetto al range precedente di 500-520 milioni di Euro, per includere gli effetti sui prezzi dell'energia elettrica dell'emergenza sanitaria legata al Covid 19, in un contesto di volumi minori rispetto alle aspettative soprattutto dell'idroelettrico. Gli investimenti per il 2020 sono rivisti nel range compreso tra 150 e 180 milioni di Euro in riduzione rispetto all'indicazione precedente di 185-215 milioni, a seguito di alcuni probabili rinvii di spesa al 2021 legati al potenziale rallentamento delle attività di costruzione e connessione alla rete causato dal lock-down dei paesi Europei.

Con riferimento alla solidità finanziaria, l'agenzia di rating Fitch a Maggio 2020 ha confermato il rating Investment Grade in considerazione della solidità del profilo aziendale, della resilienza dimostrata nel contrasto di crisi post Covid 19 e la capacità di gestire gli effetti legati alla pandemia.

Variazione perimetro di business

• In data 24 febbraio 2020 ERG, tramite la propria controllata ERG Eolienne France SAS, ha acquistato dalla società lussemburghese LongWing Energy France SA il 100% del capitale di cinque società di diritto francese titolari di tre parchi eolici situati nelle regioni francesi di Hauts de France, Centre - Vallée de la Loire e Nouvelle Aquitaine.

I parchi, con una potenza installata complessiva di 38 MW, sono entrati in esercizio tra il 2010 e il 2012 ed hanno una produzione annua totale, basata sulla media storica, di circa 70 GWh, corrispondente ad oltre 1.840 ore equivalenti e pari a circa 37 kt di emissioni di CO2 evitate all'anno. Gli impianti beneficiano per 15 anni, a partire dalla data di entrata in esercizio, di una tariffa incentivata complessiva che, per il 2019, è stata pari in media a circa 91 Euro/MWh.

Il valore dell'acquisizione in termini di Enterprise Value è pari a circa 40 milioni di euro. L'Ebitda annuo medio atteso è di circa 4,5 milioni di euro. Il Ministero dell'Economia e delle Finanze francese ha dato il proprio consenso all'operazione. Il presente comunicato riflette gli impatti del consolidamento delle società acquisite a partire dal 1°gennaio 2020.

• In data 5 marzo 2020 ERG, tramite la propria controllata ERG Power Generation S.p.A., ha perfezionato con Cameonio Limited, holding di partecipazioni polacca con sede a Cipro, l'acquisizione del 100% del capitale di Laszki Wind Sp. Z.o.o., società che detiene i permessi per la realizzazione di un parco eolico da 36 MW nella parte Sudorientale della Polonia, a seguito del positivo risultato della partecipazione all'asta del 5 dicembre 2019.

Il progetto si è aggiudicato nell'ultima asta una tariffa Feed-in per una durata di 15 anni. La produzione stimata a regime è di circa 90 GWh annui, pari a circa 77 kt di emissione di CO2 evitata. L'inizio della costruzione è previsto nel corso del quarto trimestre 2020 e l'entrata in esercizio entro la fine del 2021.L'investimento totale per la realizzazione del parco inclusivo del corrispettivo per l'acquisto dei permessi a costruire, è di circa 48 milioni di euro. L'operazione consentirà ad ERG di ampliare la propria presenza nel mercato eolico on-shore polacco portando a 118 MW la potenza installata nel Paese.

Secondo trimestre 2020

Risultati finanziari consolidati

Nel secondo trimestre 2020 i ricavi sono pari a 221 milioni, in diminuzione rispetto ai 234 milioni del secondo trimestre 2019, principalmente a seguito delle minori produzioni dell'idroelettrico a causa del perdurare di una situazione di scarsa idraulicità e dell'andamento dei prezzi dell'energia molto inferiori a quelli del secondo trimestre 2019 seppur significativamente mitigato dalle politiche di copertura dello scenario prezzi. Questi effetti sono stati solo in parte compensati dall'aumento della produzione dell'eolico oltre che dall'incremento derivante dal maggiore valore unitario dell'incentivo in Italia (da 92,1 a 99,0 €/MWh). Il contributo relativo all'ampliamento del portafoglio di asset gestiti all'estero risente, nel confronto con il secondo trimestre 2019, dell'applicazione, nel precedente esercizio, del metodo di consolidamento retroattivo al 1° gennaio dei risultati di alcuni impianti acquisiti in Francia.

Il margine operativo lordo adjusted si attesta a 107 milioni, leggermente inferiore rispetto ai 110 milioni del secondo trimestre 2019. La variazione riflette i seguenti fattori:

• Eolico (+2 milioni): il margine operativo lordo pari a 57 milioni, in lieve aumento rispetto all'analogo periodo del 2019 (56 milioni) in un ambito anemologico leggermente più favorevole sia in Italia che all'estero. In particolare, il risultato dei parchi eolici in Italia (40 milioni rispetto ai 37 milioni del secondo trimestre 2019) ha beneficiato del maggior valore dell'incentivo unitario (99 Euro/MWh rispetto ai 92 Euro/MWh), a fronte del peggior scenario prezzi di mercato e dell'uscita di alcuni parchi dal periodo di incentivazione. I risultati all'estero sono in lieve calo (-1 milione) principalmente a seguito dell'applicazione, nel precedente esercizio, del metodo di consolidamento retroattivo al 1° gennaio, dei risultati di alcuni impianti acquisiti in Francia nel secondo trimestre 2019, nonché dello scenario prezzi non favorevole nell'est Europa.

• Solare (+2 milioni): il margine operativo lordo, pari a 22 milioni, è in lieve incremento rispetto al secondo trimestre 2019 (21 milioni) grazie principalmente al miglior irraggiamento.

• Idroelettrico (-4 milioni): il margine operativo lordo di 16 milioni (21 milioni nel secondo trimestre 2019), in riduzione rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, risente della perdurante scarsa idraulicità, ancor più evidente di quella registrata nel secondo trimestre 2019, nonché del peggior scenario di mercato.

• Termoelettrico (-2 milioni): il margine operativo lordo, pari a 15 milioni, in riduzione rispetto al secondo trimestre 2019 (17 milioni), risente prevalentemente della consistente contrazione dei margini di generazione, in un contesto di mercato in forte deterioramento a seguito del lockdown per l'emergenza sanitaria Covid-19. Il risultato del trimestre, per contro, ha beneficiato di alcuni conguagli relativi ai contratti di sito.

Il risultato operativo netto adjusted è stato pari a 32 milioni (36 milioni nel secondo trimestre 2019) dopo ammortamenti per 75 milioni in aumento di 1 milione rispetto al secondo trimestre 2019 (73 milioni) riconducibili principalmente alle acquisizioni dei parchi eolici operativi in Germania e Francia avvenute nel corso del 2019 e del primo trimestre 2020.

Il risultato netto di Gruppo adjusted e stato pari a 16 milioni, in aumento rispetto al risultato di 14 milioni del secondo trimestre 2019, in quanto i minori risultati operativi già commentati sono stati più che compensati da minori oneri finanziari e imposte.

Gli oneri finanziari netti sono risultati inferiori rispetto al secondo trimestre 2019 per il ridursi del costo del debito lordo grazie alle importanti operazioni di liability management effettuate nel corso del 2019 fra cui l'emissione di un Green Bond a condizioni molto favorevoli. Inoltre, il tax rate effettivo è risultato sensibilmente inferiore rispetto al secondo trimestre 2019 a seguito della re-introduzione delle agevolazioni fiscali legate alla crescita economica (ACE) ed all'effetto positivo per alcune società del Gruppo derivante dall'introduzione del beneficio IRAP previsto dal Decreto Rilancio (cancellazione primo acconto IRAP).

Primo semestre 2020

Risultati finanziari consolidati

Nel primo semestre 2020 i ricavi adjusted sono pari a 498 milioni, in diminuzione rispetto al primo semestre 2019 (530 milioni) principalmente a seguito delle minori produzioni dell'eolico e dell'idroelettrico in Italia, a causa di condizioni anemologiche ed idriche decisamente sfavorevoli, dell'andamento dei prezzi dell'energia molto inferiori a quelli del primo semestre 2019 e anche della minore produzione di titoli di efficienza energetica dell'impianto CCGT che sta terminando il primo decennio ad alta cogeneratività. Questi effetti sono stati solo in parte compensati dall'aumento della produzione dell'eolico all'estero, che risente anche dell'ampliamento del portafoglio di asset gestiti, oltre che dall'incremento derivante dal maggiore valore unitario dell'incentivo in Italia (da 92,1 a 99,0 €/MWh).

Il margine operativo lordo adjusted, al netto degli special item, si attesta a 263 milioni, in diminuzione di 10 milioni rispetto ai 273 milioni registrati nel primo semestre 2019. La variazione riflette i seguenti fattori:

• Eolico (-4 milioni): margine operativo lordo pari a 166 milioni, in diminuzione rispetto all'analogo periodo del 2019 (171 milioni) principalmente per effetto in Italia dei minori prezzi e delle minori produzioni (-196 GWh). In particolare, tale risultato pari a 97 milioni, in diminuzione rispetto ai 117 milioni del primo semestre 2019, ha risentito della scarsa anemologia del periodo rispetto ai valori estremamente elevati del primo semestre 2019, del peggior scenario prezzi di mercato ed anche dell'uscita di alcuni parchi dal periodo di incentivazione; il tutto in parte mitigato dalle operazioni di copertura delle vendite di energia. I risultati all'estero, al contrario, sono in forte crescita sia in termini economici (+16 milioni) che di volume (+250GWh), grazie al contributo dei 72 MW di nuovi parchi in Francia e Germania e dell'elevata ventosità del periodo. Si segnala che la produzione eolica all'estero (1.146 GWh) è stata superiore a quella in Italia (1.062 GWh) nel semestre.
• Solare (+1 milione): il margine operativo lordo, pari a 35 milioni, è in lieve incremento rispetto al primo semestre 2019 (34 milioni) con volumi superiori ma scenario prezzi peggiore rispetto a quello dell'analogo periodo dell'esercizio precedente.
• Idroelettrico (-4 milioni): margine operativo lordo di 40 milioni (44 milioni nel primo semestre 2019), in riduzione rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente. Il risultato deriva da produzioni inferiori rispetto al primo semestre 2019 causa la perdurante scarsa disponibilità di risorsa nel centro Italia, che

per il secondo anno consecutivo è stata ampiamente sotto i livelli medi storici decennali, e dallo scenario negativo sui mercati dell'energia in parte compensato dalle politiche di copertura.

• Termoelettrico (-4 milioni): il margine operativo lordo del termoelettrico, pari a 30 milioni, è inferiore rispetto ai 34 milioni del primo semestre 2019 principalmente a seguito della attesa minore produzione di titoli di efficienza energetica dovuta alla fine del periodo incentivato del modulo 1 dell'impianto CCGT e ad una consistente contrazione dei margini di generazione rispetto all'analogo periodo del 2019, in un contesto di mercato in forte deterioramento a seguito del lockdown per l'emergenza sanitaria Covid-19. Il semestre ha inoltre beneficiato di alcuni rimborsi assicurativi e conguagli relativi ai contratti di sito. Si segnala che il Margine Operativo Lordo ha significativamente beneficiato delle politiche di copertura dello scenario prezzi sia con riferimento alle produzioni RES che ai clean spark spread effettuate in linea con le risk policy di Gruppo.

Il margine operativo lordo adjusted è rappresentato al netto degli effetti positivi derivanti dall'applicazione dell'IFRS 16, pari a circa 5 milioni oltre che dagli special items.

Il risultato operativo netto adjusted è stato pari a 114 milioni (128 milioni nel primo semestre 2019) dopo ammortamenti per 149 milioni in aumento di 4 milioni rispetto al primo semestre 2019 (145 milioni) riconducibili principalmente alle acquisizioni dei parchi eolici operativi in Germania e Francia avvenute nel corso del 2019 e del primo trimestre 2020.

Il risultato operativo netto è stato pari a 112 milioni (117 milioni nel primo semestre 2019) dopo ammortamenti per 153 milioni in aumento di 4 milioni rispetto al primo semestre 2019 (148 milioni) riconducibili alle medesime ragioni indicate a commento del risultato operativo netto adjusted e all'applicazione del principio IFRS 16 (2 milioni).

Il risultato netto di Gruppo adjusted è stato pari a 70 milioni, in lieve aumento rispetto al risultato del primo semestre 2019, in quanto i minori risultati operativi già commentati sono stati più che compensati da minori oneri finanziari e imposte. Gli oneri finanziari netti sono risultati sensibilmente inferiori rispetto al primo semestre 2019 per il ridursi del costo del debito lordo grazie alle operazioni di liability management effettuate nel corso del 2019 fra cui l'emissione di un Green Bond a condizioni molto favorevoli. Inoltre il tax rate effettivo è risultato sensibilmente inferiore rispetto al primo semestre 2019 a seguito della re-introduzione delle agevolazioni fiscali legate alla crescita economica (ACE) ed all'effetto positivo per alcune società del Gruppo derivante dall'introduzione del beneficio IRAP previsto dal Decreto Rilancio (cancellazione del primo acconto IRAP 2020).

Il risultato netto di Gruppo è stato pari a 72 milioni rispetto ai 2 milioni del primo semestre 2019. Si ricorda che il primo semestre 2019 risentiva principalmente degli oneri straordinari legati alla ristrutturazione del debito attraverso l'emissione del primo Green Bond e la contestuale chiusura di due importanti linee di Project Financing.

L'indebitamento finanziario netto adjusted risulta pari a 1.503 milioni, in aumento (26 milioni) rispetto al 31 dicembre 2019 (1.476 milioni). La variazione riflette principalmente gli investimenti del periodo (86 milioni), la distribuzione di dividendi (114 milioni), il pagamento delle imposte (14 milioni³ ) in parte compensati dal positivo flusso di cassa (190 milioni⁴ ) anche a seguito della riduzione delle tempistiche di incasso degli incentivi in Italia. 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 30 giugno 2020 a circa 76 milioni.

³ Include pagamento imposta sostitutiva su affrancamento sui plusvalori afferenti alla Business Combination Andromeda (Solare) avvenuta nel 2019

⁴ Include il margine operativo lordo adjusted, la variazione del capitale circolante e i proventi (oneri) finanziari netti

Investimenti

II Trimestre		Milioni di Euro	I Semestre
2020	2019		2020	2019
17		71 Eolico	71	81
0		0 Solare	1	220
1		1 Idroelettrico	2	2
6		2 Termoelettrico	12	4
0		0 Corporate	1	1
25		74 Totale Investimenti	86	307

Nel primo semestre 2020 gli investimenti sono stati pari a 86 milioni (307 milioni nel primo semestre 2019) e si riferiscono per circa la metà all'acquisizione di parchi eolici operativi in Francia di 38 MW (per 42 milioni) e di un progetto per la realizzazione di un parco eolico di 36 MW in Polonia (2 milioni). Nel corso del semestre sono stati effettuati investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali per 42 milioni di cui il 63% nel settore Eolico (76% nel primo semestre 2019), principalmente correlati all'avvio delle costruzioni dei parchi eolici in Polonia e UK, il 28% nel settore Termoelettrico (15% nel primo semestre 2019) a seguito dell'avvio degli investimenti per ottenere per altri dieci anni la qualifica di impianto ad alta cogeneratività per il modulo 1 del CCGT, il 6% nel settore Idroelettrico (6% nel primo semestre 2019), il 2% nel settore Solare e il 2% nel settore Corporate (2% nel primo semestre 2019), principalmente riguardanti l'area ICT.

• Eolico: gli investimenti (71 milioni) si riferiscono principalmente all'acquisizione di parchi eolici in Francia (38 MW) avvenuta nel primo trimestre 2020, oltre che per lo sviluppo dei parchi eolici in Polonia e UK.

• Solare: gli investimenti (1 milione) si riferiscono principalmente a commesse finalizzate a incrementare ulteriormente l'efficienza degli impianti.

• Idroelettrico: gli investimenti dell'idroelettrico, pari a circa 2 milioni, 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 (12 milioni) si riferiscono principalmente al progetto di revamping degli impianti per la generazione di vapore del modulo 1 dell'impianto CCGT, che peraltro permetteranno di rinnovare il diritto alla maturazione di titoli di efficienza energetica a partire dal 1° gennaio 2022 per ulteriori dieci anni. Proseguono inoltre 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 secondo trimestre 2020, le vendite totali di energia elettrica sono risultate pari a 3,4 TWh (3,6 TWh nell'analogo periodo del 2019), a fronte di un valore complessivo della produzione degli impianti del Gruppo per circa 1,7 TWh (1,8 TWh nell'analogo periodo del 2019), di cui circa 0,4 TWh all'estero e 1,3 TWh in Italia. Quest'ultimo valore corrisponde a circa l'1,9% della domanda di energia elettrica in Italia (1,8% nel secondo trimestre 2019).

Nel corso del primo semestre 2020, le vendite totali di energia elettrica sono risultate pari a 7,6 TWh (7,6 TWh nel primo semestre 2019), a fronte di un valore complessivo della produzione degli impianti del Gruppo per circa 4,0 TWh (4,1 TWh nell'analogo periodo 2019), di cui circa 1,1 TWh all'estero e 2,9 TWh in Italia. Quest'ultimo valore corrisponde a circa 2,0% della domanda di energia elettrica in Italia (2,0% nel primo semestre 2019).

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 secondo trimestre 2020 la fornitura netta di vapore ai clienti captive del sito petrolchimico di Priolo Gargallo è risultata pari a 264 migliaia di tonnellate, in incremento rispetto alle 180 migliaia di tonnellate dell'analogo periodo del 2019. Nel primo semestre 2020 sono state effettuate vendite di vapore⁵ per 600 migliaia di tonnellate, in incremento rispetto alle 493 migliaia di tonnellate dell'analogo periodo 2019.

	2° trimestre					1° semestre
2020	2019	∆	∆%	Produzioni Energia Elettrica (GWh)	2020	2019	∆	∆%
842	826	16	2%	Produzione eolica	2.208	2.154	54	3%
464	454	9	2%	di cui Italia	1.062	1.257	-196	-16%
378	371	7	2%	di cui Estero	1.146	897	250	28%
76	74	1	2%	Produzione solare	120	119	2	1%
229	291	-62	-21%	Produzione idroelettrica	553	593	-40	-7%
504	598	-94	-16%	Produzione termoelettrica	1.131	1.216	-86	-7%
1.651	1.789	-138	-8%	Produzioni complessive impianti ERG	4.012	4.081	-70	-2%

Per quanto riguarda le produzioni, nel secondo trimestre 2020 si segnala in particolare:

Eolico: la produzione eolica è stata pari a 842 GWh, in leggero incremento rispetto al secondo trimestre 2019 (826 GWh), a seguito di una produzione in aumento circa del 2% in Italia (da 454 GWh a 464 GWh) e del 2% all'estero (da 371 GWh a 378 GWh).

L'incremento delle produzioni in Italia (+9 GWh) è legato a condizioni anemologiche superiori a quelle registrate nell'analogo periodo del 2019 in tutte le regioni ad eccezione della Sicilia e della Sardegna.

Relativamente all'estero, l'incremento netto di 7 GWh è attribuibile ai maggiori volumi in Germania (+18 GWh, sostanzialmente riconducibili alle produzioni degli impianti di recente acquisizione o entrati in esercizio commerciale nell'ultimo semestre dell'anno 2019), ed al lieve aumento delle produzioni nell'Europa dell'Est (+3 GWh), mentre la riduzione della Francia (-14 GWh) è da attribuire all'applicazione, nel precedente esercizio, del metodo di consolidamento retroattivo al 1° gennaio, dei volumi di produzione di alcuni impianti acquisiti durante il secondo trimestre 2019.

Solare: la produzione solare è stata pari a 76 GWh, in lieve incremento (+1 GWh) rispetto al medesimo periodo 2019; il load factor complessivo è stato pari al 25% (24% nel secondo trimestre 2019).

Idroelettrico: la produzione idroelettrica, che risente della scarsa idraulicità riscontrata nel periodo, è stata complessivamente di 229 GWh (291 GWh nello stesso periodo del 2019).

Termoelettrico: la produzione termoelettrica è stata pari a 504 GWh, in riduzione rispetto allo stesso periodo del 2019 (598 GWh) a fronte di un contesto di mercato con margini di generazione fortemente penalizzati dalla significativa diminuzione dei prezzi di mercato in Sicilia in parte contenuta dalla riduzione del prezzo del gas e della CO2, nonché dalle politiche di copertura del clean spark spread effettuate in linea con le risk policy di Gruppo.

Nel primo semestre del 2020 si segnala:

Eolico: la produzione di energia elettrica da fonte eolica è stata pari a 2.208 GWh, in incremento del 3% rispetto al corrispondente periodo del 2019 (2.154 GWh), a seguito di una produzione in forte diminuzione del -16% in Italia (da 1.257 GWh a 1.062 GWh) ed in forte incremento del 28% all'estero (da 897 GWh a 1.146 GWh). Il decremento delle produzioni in Italia (-196 GWh) è legato a condizioni anemologiche peggiori a quelle registrate

⁵ Vapore somministrato agli utilizzatori finali al netto delle quantità di vapore ritirato dagli stessi e delle perdite di rete.

nel 2019 sostanzialmente in tutte le regioni, con una più spiccata riduzione in Campania, Puglia, Molise e Sicilia. Per quel che riguarda l'estero, l'incremento netto di 250 GWh è attribuibile alle maggiori produzioni in Francia (+148 GWh, di cui 45 GWh per le produzioni degli impianti di recente acquisizione e 104 GWh per l'elevata ventosità riscontrata rispetto al primo semestre 2019), in Germania (+76 GWh di cui 69 GWh a seguito delle acquisizioni e all'entrata in funzione di parchi eolici avvenuti nel corso del 2019, oltre a 7 GWh di maggiore ventosità riscontrata).

Solare: le produzioni sono risultate pari a circa 120 GWh, in lieve aumento rispetto al primo semestre 2019, ed il relativo load factor pari al 19% (in linea con il 19% dell'analogo periodo del 2019).

Idroelettrico: le produzioni complessive di ERG Hydro pari a 553 GWh, hanno 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 a circa 107 Euro/MWh, in lieve aumento rispetto ai 105 Euro/MWh del primo semestre 2019.

Termoelettrico: la produzione netta di energia elettrica di ERG Power è stata di 1.131 GWh, in riduzione rispetto allo stesso periodo del 2019 (1.216 GWh) a fronte di un contesto di mercato con margini di generazione fortemente penalizzati dalla significativa diminuzione dei prezzi di mercato in Sicilia in parte contenuta dalla riduzione del prezzo del gas e della CO2, nonché dalle politiche di copertura del clean spark spread effettuate in linea con le risk policy di Gruppo.

La fornitura netta di vapore ai clienti captive del sito petrolchimico di Priolo Gargallo è risultata pari a 600 migliaia di tonnellate, in incremento rispetto alle 493 migliaia di tonnellate dell'analogo periodo del 2019.

Principali fatti avvenuti nel corso del semestre

In data 22 gennaio 2020 ERG S.p.A. è stata promossa al rating "AA", rispetto ad "A" attribuitole nel 2018, da MSCI ESG Research Ltd. ("MSCI"), una delle principali società di ricerca sulle performance aziendali calcolate sulla base di fattori ambientali, sociali e di governance (ESG). In aggiunta ERG con il 35mo posto si conferma tra le top 50 aziende al mondo nel Corporate Knights Global 100 Most Sustainable Corporations in the world Index e ha mantenuto il rating B di CDP Climate Change.

In data 24 febbraio 2020 acquisizione del 100% del capitale di cinque società di diritto francese titolari di tre parchi eolici, con una potenza installata complessiva di 38 MW.

In data 5 marzo 2020 acquisizione del 100% del capitale di Laszki Wind Sp. Z.o.o., società di diritto polacco che detiene i permessi per la realizzazione di un parco eolico da 36 MW già aggiudicatario dell'asta del 5 dicembre 2019

In data 9 marzo 2020, con riferimento all'emergenza italiana e mondiale del Covid-19 ed alle conseguenti restrizioni alla mobilità personale, ERG ha esteso in modo proattivo la possibilità di effettuare la prestazione lavorativa in modalità agile (Smart Working) a tutti i giorni lavorativi della settimana. Tale possibilità è stata estesa progressivamente ai dipendenti di tutte le sedi del Gruppo laddove tale modalità di lavoro è risultata compatibile con l'effettivo svolgimento delle mansioni assegnate (circa il 70% della popolazione aziendale), assicurando la massima attenzione nel garantire la continuità aziendale e la sicurezza dei propri siti produttivi. A partire dal 22 giugno, in coerenza con la progressiva evoluzione della situazione si è proceduto ad un graduale e regolato rientro delle attività lavorative presso la maggior parte degli uffici ERG garantendo la possibilità di effettuare la prestazione lavorativa in Smart Working per tre giorni lavorativi alla settimana. Tale modalità operativa è attualmente confermata sino al 30 settembre, salvo proroga, con modalità diverse definite da sede a sede.

In data 21 aprile 2020 l'Assemblea degli azionisti di ERG S.p.A. ha approvato il Bilancio d'esercizio 2019, deliberando il pagamento di Euro 0,75 per azione e ha approvato la modifica dello Statuto Sociale ai fini dell'introduzione del meccanismo di maggiorazione del diritto di voto.

Nell'ambito del proprio intervento, l'Amministratore Delegato ha dato ampia informativa sulle misure ed iniziative intraprese dal Gruppo per fronteggiare l'emergenza Covid-19.

Per la prima volta l'Assemblea degli Azionisti si è svolta esclusivamente mediante sistemi di telecomunicazione registrando la partecipazione di un numero di azionisti rappresentativi del 79,4% del capitale sociale.

In data 14 maggio 2020 l'agenzia di rating Fitch Ratings ("Fitch") ha confermato per ERG S.p.A. un Long Term Issuer Default Rating (IDR) di BBB- con outlook stabile ed un senior unsecured rating di BBB-.

In data 30 giugno 2020 ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l., controllata da ERG Power Generation S.p.A., ha perfezionato l'Amend & Extend del suo non-recourse project facilities agreement per un importo residuo di Euro 103 milioni. L'operazione ha permesso di migliorare le condizioni del finanziamento e di prolungarne la durata di tre anni. Inoltre l'Amend & Extend ha consentito di classificare il finanziamento come "Green Loan" e "Sustainability Linked Loan" in conformità con i Green Loan Principles e i Sustainability Linked Loan Principles, a ulteriore conferma del forte impegno di ERG verso lo sviluppo sostenibile.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del periodo

In data 1° luglio 2020 ERG S.p.A. ha perfezionato il rinnovo del programma di emissioni di prestiti obbligazionari non convertibili a medio lungo termine (Euro Medium Term Notes Programme - EMTN) aumentando l'importo massimo complessivo a Euro 2.000 milioni, a seguito di quanto approvato lo scorso 18 giugno 2020 dal Consiglio di Amministrazione.

Il rinnovo e l'incremento del programma ETMN consentiranno ad ERG di continuare a beneficiare della flessibilità offerta da questo strumento in caso di future emissioni di obbligazioni.

In data 6 luglio 2020 Vigeo Eiris, una delle principali agenzie internazionali di rating ESG (Environmental, Social, Governance), ha confermato per ERG S.p.A. il rating Advanced, il più elevato nella propria scala di valutazione, riconoscendo il forte impegno della società in ambito ESG ed il valore della sua politica di responsabilità sociale.

Ulteriori informazioni

Delibera emissione di uno o più prestiti obbligazionari per un massimo di 500 milioni di euro.

Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha autorizzato l'emissione, entro il 1° luglio 2021, a valere sul proprio Programma EMTN (Euro Medium Term Notes – vedasi CS del 1° luglio 2020), di uno o più prestiti obbligazionari, non convertibili e non subordinati, che potranno anche qualificarsi come "green bond", con un taglio minimo pari a 100.000 Euro e un controvalore complessivo nominale fino a un massimo di 500 milioni di Euro, da collocare presso investitori istituzionali qualificati e quotare presso la Borsa del Lussemburgo.

Le presenti informazioni non costituiscono né formano parte di un'offerta al pubblico di prodotti finanziari né una sollecitazione di offerte per l'acquisto di prodotti finanziari in Italia ai sensi del D.Lgs. 24 febbraio 1998 n. 58. La documentazione relativa all'offerta non è stata/non verrà sottoposta all'approvazione della CONSOB. La presente comunicazione potrebbe essere contraria alla legge applicabile in alcune giurisdizioni e non costituisce un'offerta di vendita di prodotti finanziari negli Stati Uniti d'America, Canada, Australia e Giappone e qualsiasi altra giurisdizione in cui tale offerta o vendita sono proibiti e non potrà essere pubblicata o distribuita, direttamente o indirettamente, in tali giurisdizioni. I prodotti finanziari menzionati non sono stati e non saranno registrati ai sensi del Securities Act degli Stati Uniti d'America del 1933, come successivamente modificato; tali prodotti non potranno essere offerti o venduti negli Stati Uniti d'America in mancanza di registrazione o di un'esenzione dall'applicazione degli obblighi di registrazione.

Evoluzione prevedibile della gestione

ERG continua nella propria strategia di sviluppo internazionale nel Wind e nel programma di Repowering dei propri parchi in Italia, nel nuovo complesso e difficile contesto creatosi a seguito dell'emergenza sanitaria legata al Covid-19. Le principali implicazioni sociali ed economiche della crisi riguardano l'andamento al ribasso dei prezzi dell'energia ed il regolare svolgimento delle attività delle pubbliche amministrazioni e quelle degli operatori industriali e finanziari con cui il Gruppo si interfaccia regolarmente.

Riportiamo quindi, alla luce di quanto sopra richiamato, la prevedibile evoluzione dei principali indicatori di scenario e performance previsti per il 2020, tenendo conto che i risultati del primo semestre sono in linea all'evoluzione prevedibile stimata nel precedente resoconto intermedio:

• Eolico: il risultato all'estero sarà superiore a quello del 2019 alla luce delle migliori condizioni anemologiche registrate nei primi mesi dell'anno, seppur con prezzi in riduzione, in particolare in Est Europa, e grazie al contributo della maggiore capacità installata, inclusiva dei neo-acquisiti parchi eolici in Francia (38 MW). In Italia il margine operativo lordo è previsto al contrario in riduzione rispetto al 2019, a seguito della minore ventosità registrata nella prima parte dell'anno rispetto ai valori particolarmente significativi del 2019 nonché dello scenario prezzi non favorevole, in parte compensato dai maggiori prezzi dell'incentivo e dalle azioni di copertura dei prezzi. Si ricorda l'uscita di ulteriori 26 MW dal sistema incentivante ad inizio dell'anno. Il risultato operativo lordo complessivo del Wind è atteso in riduzione rispetto all'anno precedente.
• Solare: il risultato nel 2020 beneficerà di alcune sinergie derivanti dall'ottimizzazione del portafoglio di Energy Management e dall'internalizzazione di alcune attività prima svolte da terzi capitalizzando le proprie competenze industriali nel consolidamento operativo degli assets gestiti. Si stima per l'intero esercizio 2020 un Margine Operativo Lordo in crescita rispetto al 2019.
• Idroelettrico: il risultato viene stimato tenendo conto della bassa idraulicità registrata sinora prevedendo anche per il 2020 volumi inferiori alla media statistica decennale ed in linea a quelli particolarmente depressi del 2019; tali volumi beneficeranno dell'incentivo su circa il 40% dell'ammontare ma ad un maggior prezzo rispetto al 2019. Inoltre continueranno le azioni di ottimizzazione dell'Energy Management sui mercati dell'energia volte a contenere l'impatto negativo dello scenario prezzi nonostante le azioni di copertura già effettuate. II Margine Operativo Lordo dell'idroelettrico è pertanto atteso in leggera riduzione rispetto ai valori del 2019.
• Termoelettrico: la previsione del risultato 2020 risentirà rispetto al 2019 di uno scenario prezzi e margini in ribasso anche dopo le azioni di copertura effettuate sui Clean Spark Spreads oltre alla contrazione dei volumi dei titoli di efficienza energetica a seguito dell'uscita dal periodo di cogeneratività ad alto rendimento di uno dei due moduli dell'impianto. In particolare, nella seconda parte dell'anno, si prevedono risultati in linea a quelli del primo semestre che ha beneficiato di alcuni rimborsi assicurativi e conguagli relativi ai contratti di sito. Complessivamente si prevede un Margine Operativo Lordo in contrazione rispetto al 2019.

Per l'esercizio 2020 si conferma la guidance del margine operativo lordo consolidato comunicata nel precedente trimestre stimando un risultato complessivo compreso nell'intervallo tra 480 e 500 milioni di Euro.

Le spese per investimenti del 2020 riguardano, principalmente, l'avanzamento della costruzione dei progetti greenfield relativa ai parchi che entreranno in produzione nel 2021/22 in Gran Bretagna per circa 200 MW, in Polonia per 36 MW ed in Francia per 50 MW; sono inoltre inclusi le capex iniziali per le attività volte all'ammodernamento dell'impianto ed al contestuale rinnovo della qualifica di Cogenerazione a Alto Rendimento (CAR) per il modulo 1 del CCGT, la già citata acquisizione dei 38 MW in Francia ed i consueti investimenti di mantenimento della flotta. L'ammontare è complessivamente inferiore a quello del 2019 caratterizzato da importanti operazioni in ambito M&A e sarà ricompreso nel range tra 150 e 180 milioni di Euro confermando la guidance comunicata lo scorso trimestre.

La generazione di cassa, tenendo conto di quanto citato sul margine operativo lordo e sugli investimenti, consentirà di ridurre l'indebitamento di fine anno che si attesterà in un range tra 1,35 e 1,43 miliardi, confermando la guidance comunicata lo scorso trimestre. Tale risultato sarà in riduzione verso i 1,48 miliardi della fine del 2019 anche a seguito dei minori oneri finanziari grazie ai pieni effetti delle operazioni di liability management a valle dell'emissione del Green Bond nel corso del 2019.

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 nella Relazione intermedia 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 secondo trimestre e del primo semestre saranno illustrati ad analisti e investitori oggi, alle ore 14:30 (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 31 luglio 2020 alle ore 12:15 (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 (). La Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020, comprensiva della Relazione della Società di Revisione, verrà messa a disposizione del pubblico nei termini previsti dalla vigente normativa 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 ().

Contatti:

Anna Cavallarin Head of Media Relations & Digital Channels - tel. + 39 010 2401804 cell. + 39 3393985139 e-mail: acavallarin@erg.eu

Emanuela Delucchi Head of IR & CSR manager– tel. + 39 010 2401806 – e-mail: edelucchi@erg.eu - ir@erg.eu Matteo Bagnara IR - tel. + 39 010 2401423 – e-mail: ir@erg.eu www.erg.eu - @ergnow

Prospetti contabili e Indicatori Alternativi di Performance

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 anche esposti con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items): tali risultati sono indicati con la definizione "Risultati adjusted".

Per la definizione degli indicatori e la riconciliazione dei relativi importi si rimanda a quanto indicato nello specifico capitolo Indicatori Alternativi di Performance.

IFRS 16

Il Gruppo, in applicazione del principio IFRS 16, in qualità di locatario, ha rilevato passività per leasing ed asset per Diritto di utilizzo ("right of use") correlate principalmente al business Eolico e relativi all'utilizzo di terreni, magazzini, immobili, attrezzature, sottostazioni e parco macchine.

L'applicazione del Principio, a partire dal 1°gennaio 2019, ha modificato 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 nel primo semestre:

• il miglioramento del Margine Operativo Lordo nella misura dei canoni di locazione che rientrano nello scope dell'IFRS 16, pari a circa 5 milioni;

• l'incremento (circa 76 milioni al 30 giugno 2020) dell'indebitamento finanziario netto e del capitale investito netto (circa 75 milioni al 30 giugno) in relazione all'applicazione del metodo patrimoniale indicato dal Principio;

• maggiori ammortamenti (3 milioni) e maggiori oneri finanziari (2 milioni) legati all'applicazione del metodo di cui sopra.

In considerazione di quanto sopra, e stante la natura tipica della posta, al fine di rappresentare al meglio la marginalità dei business si è ritenuto di esporre, nel Conto Economico adjusted, gli ammortamenti del periodo sui diritti d'uso e gli oneri finanziari sul debito IFRS 16 all'interno del Margine Operativo Lordo Adjusted a titolo di ragionevole approssimazione dei costi di locazione 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. Per una riconciliazione degli importi sopra indicati, si rimanda a quanto indicato nella sezione "Indicatori alternativi di performance".

Sintesi dei risultati

Anno			1°semestre		2°trimestre
2019	(milioni di Euro)		2020	2019	2020	2019
	Principali dati economici
1.022	Ricavi adjusted(1)		498	530	221	234
504	Margine operativo lordo adjusted (1)		263	273	107	110
205	Risultato operativo netto adjusted (1)		114	128	32	36
33	Risultato netto		74	3	22	(47)
32	di cui Risultato netto di Gruppo		72	2	20	(47)
104	Risultato netto di Gruppo adjusted (1)		70	68	16	14
	Principali dati finanziari
3.264	Capitale investito netto adjusted (2)		3.236	3.403	3.236	3.403
1.787	Patrimonio netto adjusted		1.733	1.741	1.733	1.741
1.476	Indebitamento finanziario netto totale adjusted (2)		1.503	1.662	1.503	1.662
812	di cui Project Financing non recourse (3)		783	809	783	809
45%	Leva finanziaria adjusted		46%	49%	46%	49%
49%	Ebitda Margin %		53%	52%	48%	47%
	Dati operativi
1.929	Capacità installata impianti eolici a fine periodo	MW	1.967	1.895	1.967	1.895
4.000	Produzione di energia elettrica da impianti eolici	milioni di KWh	2.208	2.154	842	826
480	Capacità installata impianti termoelettrici	MW	480	480	480	480
2.504	Produzione di energia elettrica da impianti termoelettrici	milioni di KWh	1.131	1.216	504	598
527	Capacità installata impianti idroelettrici a fine periodo	MW	527	527	527	527
1.229	Produzione di energia elettrica da impianti idroelettrici	milioni di KWh	553	593	229	291
141	Capacità installata impianti solari a fine periodo	MW	141	141	141	141
226	Produzione di energia elettrica da impianti solari	milioni di KWh	120	119	76	74
15.121	Vendite totali di energia elettrica	milioni di KWh	7.607	7.642	3.361	3.572
432	Investimenti (4)	milioni di Euro	86	307	25	74
754	Dipendenti a fine periodo	Unità	765	761	765	761
	Ricavi netti unitari (5)
118	Eolico Italia	Euro/MWh	119	119	117	117
96	Eolico Germania	Euro/MWh	97	100	96	98
89	Eolico Francia	Euro/MWh	90	89	89	89
73	Eolico Polonia	Euro/MWh	72	71	72	74
79	Eolico Bulgaria	Euro/MWh	61	77	51	70
67	Eolico Romania	Euro/MWh	52	67	42	62
n.a.	Eolico UK	Euro/MWh	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.
314	Solare	Euro/MWh	311	314	311	306
102	Idroelettrico	Euro/MWh	107	105	115	102
40	Termoelettrico	Euro/MWh	30	38	33	41

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) 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 30 giugno 2020 a circa 76 milioni sull'indebitamento finanziario netto e sul capitale investito netto (75 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 inoltre gli investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition pari a 44 milioni effettuati nel primo semestre 2020 per le acquisizioni di società titolari di parchi eolici in Francia (per 42 milioni), e di un progetto per la realizzazione di un parco eolico in Polonia (2 milioni). Nel primo semestre 2019 gli investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition sono stati pari a 280 milioni per l'acquisizione di due impianti fotovoltaici da Soles Montalto Gmbh con capacità installata complessiva pari a 51,4 MW (220 milioni), per le acquisizioni di società titolari di parchi eolici in Francia (52 milioni), di una pipeline in Germania (2 milioni) e di un progetto per la realizzazione di un parco eolico in Regno Unito (6 milioni).

(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.

Sintesi dei risultati per settore

Anno	(milioni di Euro)	1°semestre			2° trimestre
2019		2020	2019	∆	2020	2019	∆
	Ricavi adjusted
414	Eolico	225	226	(1)	85	82	3
71	Solare	38	37	0	24	23	1
119	Idroelettrico	59	62	(3)	26	30	(4)
418	Termoelettrico (1)	176	205	(29)	85	99	(13)
37	Corporate	17	18	(1)	8	9	(1)
(37)	Ricavi infrasettori	(17)	(18)	1	(8)	(9)	1
1.022	Totale ricavi adjusted	498	530	(33)	221	234	(13)
	Margine operativo lordo adjusted
301	Eolico	166	171	(4)	57	56	2
63	Solare	35	34	1	22	21	2
87	Idroelettrico	40	44	(4)	16	21	(4)
69	Termoelettrico (1)	30	34	(4)	15	17	(2)
(16)	Corporate	(8)	(9)	1	(4)	(5)	0
504	Margine operativo lordo adjusted	263	273	(10)	107	110	(3)
	Ammortamenti e svalutazioni
(169)	Eolico	(84)	(82)	(2)	(41)	(42)	0
(41)	Solare	(21)	(20)	(1)	(10)	(10)	(1)
(57)	Idroelettrico	(29)	(29)	(0)	(14)	(14)	(0)
(28)	Termoelettrico	(15)	(14)	(1)	(7)	(7)	(1)
(3)	Corporate	(2)	(1)	(0)	(1)	(1)	(0)
(299)	Ammortamenti adjusted	(149)	(145)	(4)	(75)	(73)	(1)
	Risultato operativo netto adjusted
132	Eolico	83	89	(6)	16	14	2
22	Solare	14	14	0	12	11	1
30	Idroelettrico	11	16	(4)	2	7	(5)
41	Termoelettrico (1)	15	20	(5)	7	10	(3)
(19)	Corporate	(10)	(10)	1	(5)	(5)	(0)
205	Risultato operativo netto adjusted	114	128	(15)	32	36	(4)
	Investimenti (2)
189	Eolico	71	81	(10)	17	71	(54)
221	Solare	1	220	(219)	0	0	0
6	Idroelettrico	2	2	1	1	1	(0)
15	Termoelettrico	12	4	8	6	2	4
2	Corporate	1	1	0	0	0	0
432	Totale investimenti	86	307	(220)	25	74	(49)

Si precisa che, per quanto riguarda i ricavi, i dati comparativi del primo semestre 2019 sono stati oggetto di restatement (su Eolico 226 milioni rispetto ai 228 milioni precedentemente esposti, su Idroelettrico 62 milioni rispetto ai 60 milioni precedentemente esposti) con riferimento una diversa allocazione delle coperture sui business.

(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, in questa sezione i risultati economici sono esposti con l'esclusione degli impatti relativi all'applicazione del principio IFRS 9 e degli special items, nonchè con la riclassifica del principio IFRS 16.

Si ricorda che nella presente sezione sono riflessi gli impatti del consolidamento dal 1° gennaio 2020 delle società francesi acquisite nel corso del primo trimestre 2020.

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.

(milioni di Euro)	1°semestre		2°trimestre
Conto Economico adjusted	2020	2019	2020	2019
Ricavi della gestione caratteristica	497,8	530,4	220,5	234,0
Altri ricavi e proventi	10,7	6,3	4,0	3,3
RICAVI TOTALI	508,5	536,8	224,6	237,3
Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze	(131,3)	(146,6)	(60,6)	(68,5)
Costi per servizi e altri costi operativi	(81,6)	(84,8)	(40,6)	(42,9)
Costi del lavoro	(32,6)	(32,0)	(16,6)	(16,2)
MARGINE OPERATIVO LORDO	263,0	273,4	106,7	109,7
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(149,4)	(145,3)	(74,6)	(73,4)
Risultato operativo netto	113,6	128,1	32,1	36,3
Proventi (oneri) finanziari netti	(25,4)	(32,8)	(12,0)	(15,2)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	0,1	0,1	0,0	0,0
Risultato prima delle imposte	88,3	95,3	20,1	21,1
Imposte sul reddito	(17,2)	(27,2)	(2,3)	(6,9)
Risultato d'esercizio	71,1	68,1	17,8	14,2
Risultato di azionisti terzi	(1,3)	(0,6)	(1,5)	(0,7)
Risultato netto di Gruppo	69,7	67,5	16,3	13,5

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.

I valori adjusted al 30 giugno 2020 non includono gli impatti derivanti dall'applicazione del principio IFRS 16 pari a circa 76 milioni di maggiore indebitamento finanziario netto con contropartita sul Capitale investito netto pari a circa 75 milioni.

30/06/2019 Stato Patrimoniale riclassificato adjusted	30/06/2020	31/12/2019
(milioni di Euro)
3.472,1 Capitale immobilizzato	3.349,6	3.422,2
225,5 Capitale circolante operativo netto	149,6	125,6
(5,6) Fondi per benefici ai dipendenti	(5,2)	(5,4)
333,8 Altre attività	242,1	210,6
(622,4) Altre passività	(500,5)	(489,5)
3.403,4 Capitale investito netto	3.235,5	3.263,5
1.722,9 Patrimonio netto di Gruppo	1.722,0	1.775,6
18,2 Patrimonio netto di terzi	10,6	11,5
1.662,4 Indebitamento finanziario netto	1.502,9	1.476,4
3.403,4 Mezzi propri e debiti finanziari	3.235,5	3.263,5

Flussi Finanziari

		1°Semestre		2°trimestre
	(importi in milioni)	2020	2019	2020	2019
Margine operativo lordo adjusted		263,0	273,4	106,7	109,7
Variazione capitale circolante		(47,7)	(78,9)	(17,5)	6,1
Cash Flow Operativo		215,4	194,5	89,1	115,9
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali		(42,1)	(26,6)	(24,9)	(13,7)
Acquisizioni di aziende (business combination)		(44,3)	(280,2)	-	(60,6)
Investimenti immobilizzazioni finanziarie		(0,1)	-	-	-
Disinvestimenti e altre variazioni		1,4	1,0	1,4	0,5
Cash Flow da investimenti/dinvestimenti		(85,0)	(305,9)	(23,5)	(73,8)
Proventi (oneri) finanziari		(25,4)	(32,8)	(12,0)	(15,2)
Chiusura fair value finanziamento ERG Wind		-	(43,5)	-	(43,5)
Proventi (oneri) da partecipazione netti		0,1	0,1	0,0	0,0
Cash Flow da gestione finanziaria		(25,4)	(76,3)	(12,0)	(58,7)
Cash Flow da gestione Fiscale		(13,7)	-	(13,7)	-
Distribuzione dividendi		(113,9)	(112,4)	(113,9)	(112,4)
Altri movimenti di patrimonio netto		(3,9)	(19,3)	(13,5)	(19,1)
Cash Flow da Patrimonio Netto		(117,7)	(131,7)	(127,4)	(131,5)
Variazione area di consolidamento		-	-	-	-
Indebitamento finanziario netto iniziale		1.476,4	1.343,0	1.415,5	1.514,2
Variazione netta		26,5	319,4	87,4	148,2
Indebitamento finanziario netto finale		1.502,9	1.662,4	1.502,9	1.662,4

Il Cash Flow operativo del primo semestre 2020 è positivo per 215 milioni, in aumento di 21 milioni rispetto al corrispondente periodo del 2019 principalmente per dinamiche puntuali del circolante ed in particolare per l'adeguamento delle tempistiche di incasso degli incentivi nel settore eolico ed idroelettrico, introdotto nel terzo trimestre 2019.

Il Cash flow da investimenti del primo semestre 2020 è legato principalmente all'attività di M&A ed in particolare all'acquisizione di parchi eolici operativi in Francia (42 milioni) e di un progetto per la realizzazione di un parco eolico in Polonia (2 milioni), oltreché agli investimenti del periodo (42 milioni).

Il Cash flow da gestione finanziaria si riferisce agli interessi maturati nel periodo. Si ricorda che il flusso di cassa del primo semestre 2019 includeva anche l'effetto della chiusura del fair value del project financing in capo alla società ERG Wind Investment Ltd.

Il Cash flow da Patrimonio Netto si riferisce ai movimenti della riserva di cash flow hedge legata agli strumenti finanziari derivati, alla riserva di traduzione cambi, oltreché dei dividendi distribuiti.

L'indebitamento finanziario netto adjusted risulta pari a 1.503 milioni, in diminuzione (26 milioni) rispetto al 31 dicembre 2019 (1.476 milioni). La variazione riflette principalmente gli investimenti del periodo (86 milioni), la distribuzione di dividendi (114 milioni), il pagamento delle imposte (14 milioni⁶ ) in parte compensati dal positivo flusso di cassa (190 milioni⁷ ) anche a seguito della riduzione delle tempistiche di incasso degli incentivi in Italia.

⁶ Include pagamento imposta sostitutiva su affrancamento sui plusvalori afferenti alla Business Combination Andromeda (Solare) avvenuta nel 2019.

⁷ Include il margine operativo lordo adjusted, la variazione del capitale circolante e i proventi (oneri) finanziari netti

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.

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".

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 riclassifica 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 riclassifica 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 riclassifica 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;
• 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.
• 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

Emergenza Covid-19

Si segnala che nel primo semestre 2020 l'unica posta correlata all'emergenza sanitaria Covid-19, isolata come special item, è relativa all'elargizione liberale effettuata dal Gruppo pari a 2 milioni di Euro.

	Riconciliazione con i risultati economici adjusted
Anno		1° Semestre			2° Trimestre
2019	MARGINE OPERATIVO LORDO	2020	2019	2020	2019
495,9	Margine operativo lordo IAS Reported	264,9	264,9	108,4	101,7
	Esclusione Special Items:			0,0	0,0
9,3 (0,9) - 7,2 (8,2)	Corporate - Storno oneri accessori operazioni straordinarie (Progetti Speciali) (1) - Riclassifica IFRS 16 (2) - Storno erogazione liberale Covid-19 (3) - Storno oneri HR e riorganizzazione aziendale (4) - Storno rilascio fondo Business dismessi (5)	1,4 (0,5) 2,0 -	6,4 (0,4) - 6,0 - -	1,0 (0,3) - - -	4,1 (0,2) - 6,0 -
(1,0)	Termoelettrico - Riclassifica IFRS 16 (2)	(0,6)	(0,4)	(0,3)	(0,2)
(0,2)	Idroelettrico - Riclassifica IFRS 16 (2)	(0,1)	(0,1)	(0,0)	(0,1)
(0,4)	Solare - Riclassifica IFRS 16 (2)	(0,2)	(0,2)	(0,1)	(0,1)
(6,5) 8,5	Eolico - Riclassifica IFRS 16 (2) - Storno accantonamenti fondi di natura fiscale (5)	(3,8)	(2,8) - -	(2,0) -	(1,4) -
503,7	Margine operativo lordo adjusted	263,0	273,4	106,7	109,7
Anno		1° Semestre			2° Trimestre
2019	AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI	2020	2019	2020	2019
	(306,0) Ammortamenti e svalutazioni	(152,8)	(148,4)	(76,0)	(75,1)
6,7 0,5	Esclusione Special Items: - Riclassifica IFRS 16 (2) - Storno ammortamenti su Business dismessi (5)	3,4	3,1 - -	1,4 -	1,6 -
	(298,8) Ammortamenti adjusted	(149,4)	(145,3)	(74,6)	(73,4)

Anno		1° Semestre		2° Trimestre
2019	RISULTATO NETTO DI GRUPPO	2020	2019	2020	2019
	31,6 Risultato netto di Gruppo	72,4	1,9	20,0	(47,3)
	Esclusione Special Items:
1,0	Riclassifica IFRS 16 (2)	-	0,6	(0,2)	0,3
-	Esclusione impatto erogazione liberale Covid-19 (3)	1,5	-	-	-
5,4	Esclusione impatto oneri HR e riorganizzazione aziendale (4)	-	4,5	-	4,5
2,0	Esclusione oneri accessori prepayment finanziamento Corporate / Germany (6)	-	2,0	-	0,3
49,4	Esclusione oneri accessori prepayment finanziamento ERG Wind (6)	-	49,4	-	49,4
1,5	Esclusione oneri accessori prepayment finanziamento ERG Power (6)	-	1,5	-	1,5
8,7	Esclusione Oneri accessori operazioni straordinarie (1)	1,4	6,0	1,0	3,8
-	Esclusione saldo IRAP 2019 - Decreto Rilancio (7)	(0,6)	-	(0,6)	-
-	Esclusione imposte differite su affran camento avviamento Solare (8)	(3,1)	-	(3,1)	-
	(5,1) Esclusione oneri correlati a Business dismessi (5)		- -	-	-
6,4	Esclusione oneri correlati ad accantonamenti fondi di natura fiscale (5)		- -	-	-
2,7	Esclusione impatto gain on refinancing IFRS 9 (9)	(1,9)	1,6	(0,8)	1,0
	103,6 Risultato netto di Gruppo adjusted	69,7	67,5	16,3	13,5

1. Oneri accessori relativi ad altre operazioni di natura non ricorrente ed alle acquisizioni avvenute nel corso del 2020 relative a parchi eolici operativi in Francia.

2. Riclassifica su impatto applicazione IFRS 16.

3. 1. Erogazione liberale. Si rimanda a quanto commentato nello specifico paragrafo dedicato all'emergenza Covid-19.
4. 1. Oneri correlati a riorganizzazione societaria del Gruppo, in particolare alla semplificazione e razionalizzazione della struttura organizzativo-societaria del Gruppo in Italia ed all'Estero.
5. 1. Accantonamenti avvenuti nel periodo correlati al reappraisal di rischi di natura tributaria sul business eolico e rilascio parziale sul Fondo Business dismessi dal Gruppo.
6. 1. Oneri finanziari correlati alla chiusura anticipata di un finanziamento Corporate e di project financing nell'ambito di attività di Liability Management contestualmente al lancio del primo Green Bond avvenuti nel 2019.
7. 1. Storno del beneficio IRAP derivante dal c.d. "Decreto Rilancio", che ha introdotto la cancellazione del versamento del saldo IRAP relativo al periodo di imposta 2019.
8. 1. Esclusione dell'effetto positivo correlato all'affrancamento sui plusvalori afferenti alla Business Combination Andromeda (Solare) avvenuta nel 2019.
9. 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 semestre 2020 di proventi finanziari netti per circa 3 milioni. 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

Conto Economico 1°semestre 2020

	(milioni di Euro) Schemi di Bilancio	Riclassifica impatto IFRS 16	Rettifica impatto IFRS 9	Storno special items	Conto economico adjusted
Ricavi	497,8	-	-	-	497,8
Altri proventi	10,7	-	-	-	10,7
Ricavi totali	508,5	-	-	-	508,5
Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze	(131 ,3)	-	-	-	(131,3)
Costi per servizi e altri costi operativi	(79,8)	(5,3)	-	3,4	(81,6)
Costi del lavoro	(32,6)	-	-	-	(32,6)
Margine operativo lordo	264,9	(5,3)	-	3,4	263,0
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(152,8)	3,4	-	-	(149,4)
Risultato operativo	112,1	(1,9)	-	3,4	113,6
Proventi (oneri) finanziari netti	(24,8)	1,9	(2,5)	-	(25,4)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	0,1	-	-	-	0,1
Risultato prima delle imposte	87,3	0,0	(2,5)	3,4	88,3
Imposte sul reddito	(13,6)	-	0,6	(4,2)	(17,2)
Risultato netto attività continue	73,7	0,0	(1,9)	(0,8)	71,1
Risultato netto attività cedute	-	-	-	-	-
Risultato netto di periodo	73,7	0,0	(1,9)	(0,8)	71,1
Risultato di azionisti terzi	(1,3)	-	-	-	(1,3)
Risultato netto di competenza del Gruppo	72,4	0,0	(1,9)	(0,8)	69,7

Conto Economico 1° semestre 2019

	(milioni di Euro) Schemi di Bilancio	Riclassifica impatto IFRS 16	Rettifica impatto IFRS 9	Storno special items	Conto economico adjusted
Ricavi	530,4	-	-	-	530,4
Altri proventi	6,3	-	-	-	6,3
Ricavi totali	536,8	-	-	-	536,8
Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze	(146 ,6)	-		-	(146,6)
Costi per servizi e altri costi operativi	(91,2)	(3,9)	-	10,3	(84,8)
Costi del lavoro	(34,1)	-	-	2,1	(32,0)
Margine operativo lordo	264,9	(3,9)	-	12,4	273,4
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(148,4)	3,1	-	-	(145,3)
Risultato operativo	116,5	(0,8)	-	12,4	128,1
Proventi (oneri) finanziari netti	(105,2)	1,6	2,1	68,7	(32,8)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	(0,3)	-	-	0,3	0,1
Risultato prima delle imposte	11,1	0,8	2,1	81,4	95,3
Imposte sul reddito	(8,5)	(0,2)	(0,5)	(18,0)	(27,2)
Risultato netto attività continue	2,5	0,6	1,6	63,4	68,1
Risultato netto attività cedute	-	-		-	-
Risultato netto di periodo	2,5	0,6	1,6	63,4	68,1
Risultato di azionisti terzi	(0,6)	-		-	(0,6)
Risultato netto di competenza del Gruppo	1,9	0,6	1,6	63,4	67,5

Stato patrimoniale riclassificato al 30 giugno 2020

(milioni di Euro)	Stato Patrimoniale Reported	Rettifica impatto IFRS 16	Stato Patrimoniale Adjusted
Immobilizzazioni immateriali	1.084,1	-	1.084,1
Immobilizzazioni materiali	2.289,8	(76,7)	2.213,1
Partecipazioni ed altre immobilizzazioni finanziarie	52,3	-	52,3
Capitale immobilizzato	3.426,2	(76,7)	3.349,6
Rimanenze	23,0	-	23,0
Crediti commerciali	188,6	-	188,6
Debiti commerciali	(59,2)	-	(59,2)
Debiti verso erario per accise	(2,7)	-	(2,7)
Capitale circolante operativo netto	149,6	-	149,6
Fondi per benefici ai dipendenti	(5,2)	-	(5,2)
Altre attività	240,3	1,8	242,1
Altre passività	(500,5)	-	(500,5)
Capitale investito netto	3.310,4	(74,9)	3.235,5
Patrimonio netto Gruppo	1.720,6	1,4	1.722,0
Patrimonio netto di terzi	10,6	-	10,6
Indebitamento finanziario a medio-lungo termine	2.08 3,4	(69,8)	2.013,6
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(504 ,2)	(6,5)	(510,7)
Mezzi propri e debiti finanziari	3.310,4	(74,9)	3.235,5

Stato patrimoniale riclassificato al 31 dicembre 2019

(milioni di Euro)	Stato Patrimoniale Reported	Rettifica impatto IFRS 16	Stato Patrimoniale Adjusted
Immobilizzazioni immateriali	1.110,7	-	1.110,7
Immobilizzazioni materiali	2.336,3	(78,5)	2.257,9
Partecipazioni ed altre immobilizzazioni finanziarie	53,6	-	53,6
Capitale immobilizzato	3.500,6	(78,5)	3.422,2
Rimanenze	22,3	-	22,3
Crediti commerciali	193,5	-	193,5
Debiti commerciali	(87,8)	-	(87,8)
Debiti verso erario per accise	(2,3)	-	(2,3)
Capitale circolante operativo netto	125,6	-	125,6
Fondi per benefici ai dipendenti	(5,4)	-	(5,4)
Altre attività	323,9	1,9	325,9
Altre passività	(604,8)	-	(604,8)
Capitale investito netto	3.340,1	(76,5)	3.263,5
Patrimonio netto Gruppo	1.774,6	1,0	1.775,6
Patrimonio netto di terzi	11,5	-	11,5
Indebitamento finanziario a medio-lungo termine	2.10 0,9	(70,1)	2.030,8
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(547 ,0)	(7,4)	(554,4)
Mezzi propri e debiti finanziari	3.340,1	(76,5)	3.263,5

Stato patrimoniale riclassificato al 30 giugno 2019

(milioni di Euro)	Stato Patrimoniale Reported	Rettifica impatto IFRS 16	Stato Patrimoniale Adjusted
Immobilizzazioni immateriali	1.046,1	-	1.046,1
Immobilizzazioni materiali	2.445,0	(73,1)	2.371,8
Partecipazioni ed altre immobilizzazioni finanziarie	54,2	-	54,2
Capitale immobilizzato	3.545,2	(73,1)	3.472,1
Rimanenze	22,4	-	22,4
Crediti commerciali	278,7	-	278,7
Debiti commerciali	(74,0)	-	(74,0)
Debiti verso erario per accise	(1,6)	-	(1,6)
Capitale circolante operativo netto	225,5	-	225,5
Fondi per benefici ai dipendenti	(5,6)	-	(5,6)
Altre attività	330,4	3,4	333,8
Altre passività	(622,4)	-	(622,4)
Capitale investito netto	3.473,1	(69,7)	3.403,4
Patrimonio netto Gruppo	1.722,4	0,6	1.722,9
Patrimonio netto di terzi	18,2	-	18,2
Indebitamento finanziario a medio-lungo termine	2.10 1,9	(65,9)	2.036,1
Indebitamento finanziario netto a breve termine	(369 ,3)	(4,4)	(373,7)
Mezzi propri e debiti finanziari	3.473,1	(69,7)	3.403,4

Press Release

The Board of Directors of ERG S.p.A. approves the Half-Yearly Financial Report as at 30 June 2020

Consolidated adjusted⁸ EBITDA: €263 million, €273 million in the first half of 2019.

Adjusted Group net result: €70 million, €68 million in the first half of 2019.

• COVID-19 emergency Site production activities in Italy and overseas went ahead without interruption, demonstrating the effectiveness of the measures adopted and resilience in combatting the pandemic emergency, positively assessed also by Fitch in its affirmation of the Investment Grade Rating. Recourse to smart working is being encouraged also during Phase 3.
• Quarterly results Slight downturn in EBITDA, affected by the negative price scenario due to the impact of COVID-19 and penalised by the persistent lack of water availability. These effects were mitigated by hedging transactions and by the increase in overseas wind power production, which exceeded Italian output. Net profit showed an upward trend as regards both the quarter and the half year.
• Development The growth plan continues, with construction commencing on 280MW outside of Italy and progress being made as regards the authorisation procedure for repowering in Italy. Confirmed delay of six months due to the impact of COVID-19, already reflected in the guidance.
• 2020 Guidance The forecast revised at the end of the first quarter is confirmed, indicating EBITDA within a range of between 480 and 500 million Euro, investments between 150-180 million Euro, and net financial between debt 1,350 and 1,430 million Euro.
• EMTN (Euro Medium Term Notes) Following the recent renewal of its EMTN Programme to 2 billion, the Board of Directors of ERG S.p.A has authorised the issuance of bonds, also eligible as "green bonds", up to the overall maximum of 500 million Euro, to be placed no later than 1 July 2021.

Genoa, 31 July 2020 – At its meeting held yesterday, the Board of Directors of ERG S.p.A. approved the Half-Yearly Financial Report as at 30 June 2020. The figures for the second quarter, which are not subject to approval by the Board of Directors or to independent audit, are to be considered pro-forma numbers and are presented here for the sake of completeness and continuity of the information provided.

Consolidated adjusted financial results

	2nd Quarter		Performance highlights (million Euro)		1st Half
2020	2019	Var. %		2020	2019	Var. %
107	110	-3%	EBITDA	263	273	-4%
32	36	-12%	EBIT	114	128	-11%
16	14	21%	Group net result	70	68	3%

	30.06.20	31.12.19	Variation
Net financial debt (million
Euro)	1,503	1,476	+26
Leverage9	46%	45%

⁸ 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"

⁹ The ratio of total net financial debt (including project financing) to net invested capital

Luca Bettonte ERG's Chief Executive Officer, commented: "The quarter just ended is the one most severely penalised by the effects of COVID-19, with the collapse of electricity prices and demand throughout Europe. In view of the situation our results, which are in line with those recorded a year ago, can be considered decidedly positive.

EBITDA for the period showed a slight downward trend and reflected the sharp reduction in the prices and margins of energy sales, as well as the low hydroelectric power output. The results for thermoelectric and hydroelectric power were therefore slightly lower than last year, compared on the other hand to the good performance recorded by solar power and wind power, where overseas output during the first six months exceeded Italian production. Lastly, a very important contribution towards stabilising profitability came from the hedging transactions carried out in previous years as part of the risk policy.

We therefore confirm the guidance revised at the end of the first quarter, with EBITDA forecast between 480 and 500 million Euro, net financial debt between 1,350 and 1,430 million Euro and investments estimated at between 150 and 180 million Euro".

COVID-19 Crisis

Following the global spread of the health crisis, at the end of January 2020 the World Health Organisation qualified the COVID-19 epidemic as a public health emergency of international concern and then, on 11 March 2020, declared COVID-19 to be a Pandemic.

As regards Italy, via specific Decrees of the Presidency of the Council of Ministers (DPCM), a state of emergency was declared, currently in force until October 15th, and explicit measures were adopted firstly in the Lombardy region and Northern Italy and later throughout the entire national territory. From the end of March a series of additional provisions were put in place for the suspension of industrial production activities, with the exception of those services considered essential, including among the latter the supply of electricity and the related maintenance operations and interventions. This shutdown situation was extended until May 3rd; from the next day with DPCM dated 26 April 2020, the so-called "phase 2" commenced and was then replaced by way of DPCM dated June 11th with "phase 3", which further alleviated the containment measures.

The other European countries where the ERG Group operates, including France and Germany, albeit with different timing, followed the same path taken by Italy and gradually suspended activities, apart from those services deemed to be essential and of public utility, which again includes the supply of electricity.

At the first signs of emergency the company promptly took action, putting in place all necessary measures to guarantee, on the one hand, the health of its employees and, on the other, the operational continuity of its assets in conditions of safety.

The most important organisational measure taken, which was in fact also recommended by the competent Authorities, concerned agile working (smart working), which was introduced in advance with respect to the provisions of law, and was extended to all days of the week and to all the Group's branches in Italy and abroad, involving over 70% of the company's people, corresponding to the entire "office-based" workforce, excluding only staff assigned to the running and maintenance of plants with a view to safeguarding the operational and management continuity of business assets in conditions of safety.

From May 4th ERG, whilst allowing potential access to respective offices, having carried out all interventions necessary to accommodate our people within the working environments in observance of the safety regulations and protocols envisaged for Phase 2, confirmed and encouraged the continuation of remote working. Starting from June 22nd, according to the progressive development of the situation (Phase 3) a gradual and regulated return to working activities at most of ERG's offices took place, guaranteeing until 30 September 2020 the possibility to work remotely for three business days a week.

Also during this phase, and until the end of the emergency, this possibility was extended to all business days in the week for parents of children under the age of 14 who hold the requisites set forth by Article 90 of Law Decree 34/2020 (Relaunch Decree) and for the so-called "fragile workers".

Demonstrating the effectiveness of the measures undertaken, throughout the entire period of the health emergency there has been no interruption of company activity at any production site, either in Italy or abroad, nor have any cases been reported of contagion in the workplace.

During this period there have been no reductions in staff and none have been planned. Moreover, the company has not made use of social safety nets or compulsory short-time working. On the other hand, 18 new hires have entered the Group from March until now.

ERG's response to the COVID-19 crisis closely reflects its own business model, which has always been oriented towards the creation and sharing of sustainable value for shareholders, employees and the community in general.

With regard to the guidelines provided by the European Securities and Markets Authority (ESMA) on 11 March 2020 and subsequent communications, we therefore confirm that the Group's management has set up a continuous monitoring of the actual and potential impacts of the COVID-19 crisis on the Group's business activities, financial situation and economic performance.

More specifically, attention is being paid to the evolution of both the macroeconomic and the electricity scenario, in terms of the trend in demand and in electricity and gas prices, and the specific assessment of credit risk and liquidity risk.

It is well known that the ongoing international health crisis has led to a significant overall downturn in electricity demand as regards all the reference markets, due above all to the restrictions imposed on the parties involved in production activities, by way of procedures that differ from country to country.

In this situation electricity spot prices have posted major decreases in all the Group's countries of operation. However, both thanks to the significant impact of regulated remuneration systems on the Group's revenues and because a predominant part of RES-E output and the Clean Spark Spreads associated with the current year's thermoelectric power production were already covered by forward sales in previous years, in keeping with the Group's three-year hedging policies, during the first half of 2020 the effects on the Group's results have been limited.

During this period of evident uncertainty, the Group promptly prepared an update on the energy scenario, in order to consider the effects of the aforesaid economic and health crisis, hypothesising in particular a falloff in electricity demand, a downturn in the price of gas and therefore a decrease in the selling price of electricity in Italy and abroad above all over both a short and medium/long-term timeframe; calculation of the discount rate at 30 June 2020 was also updated and on average showed an upward trend with respect to the values at the end of 2019.

With reference to the 2018-2022 Business Plan, EBITDA guidance was downwardly revised by 4%, estimating an overall result of between 480 and 500 million Euro, compared to the previous range of 500-520 million Euro, in order to take account of the effects of the COVID-19 health crisis on electricity prices, within a scenario of lower volumes compared to expectations above all as regards hydroelectric power. FY2020 investments have been revised to a range of between 150 and 180 million Euro, with a downturn compared to the earlier indication of 185-215 million Euro, following some probable expenditure postponements to 2021 associated with the potential slowdown in construction activities and connection to the network caused by the lockdown in European countries.

With reference to financial soundness, in May 2020 the Fitch rating agency affirmed the Investment Grade rating in view of the soundness of our business profile, the resilience demonstrated in combatting the post COVID-19 crisis and our ability in handling the effects associated with the pandemic.

Change in the scope of business

• On 24 February 2020 ERG, through its subsidiary ERG Eolienne France SAS, acquired from the Luxembourg company LongWing Energy France SA a 100% equity stake in five companies incorporated under French law, owners of three wind farms located in the French regions of Hauts de France, Centre - Vallée de la Loire and Nouvelle Aquitaine.

The wind farms, which have an overall installed capacity of 38 MW, came on stream between 2010 and 2012 and have a total annual output, based on historical average, of around 70 GWh, corresponding to over 1,840 equivalent hours and equal to approximately 37 kt of avoided CO2 emissions per year. For a period of 15 years, starting from the commercial operation date, the plants are entitled to benefit from an overall incentive tariff, which in 2019 averaged about 91 Euro/MWh.

The purchase price in terms of Enterprise Value amounts to around 40 million Euro. Average annual EBITDA is forecast at about 4.5 million Euro. The French Ministry for the Economy and Finance has approved the transaction. This press release reflects the impact of consolidating the acquired companies as from 1 January 2020.

• On 5 March 2020, through its subsidiary ERG Power Generation S.p.A., ERG finalised with Cameonio Limited, a Polish holding company based in Cyprus, the acquisition of a 100% equity stake in Laszki Wind Sp. Z.o.o., the owner of authorisations for the construction of a 36 MW wind farm in South East Poland, following the successful outcome of the auction on 5 December 2019. In the last auction, the project was awarded a feed-in tariff for a period of 15 years. Annual output when fully operational is estimated at around 90 GWh, corresponding to about 77 kt of avoided CO2 emission. Construction is scheduled to commence during the fourth quarter of 2020 and the facility is expected to come on stream by the end of 2021. The overall investment for construction of the wind farm, including the price paid to acquire the building permits, amounts to approximately 48 million Euro. This transaction will allow ERG to expand its presence in the Polish on-shore wind power market, taking its installed capacity in Poland to 118 MW.

Second quarter 2020

Consolidated financial results

In the second quarter of 2020 revenues totalled 221 million Euro, with a downturn compared to 234 million Euro in the second quarter of 2019, mainly due to the lower hydroelectric power output due to the prolonged lack of water availability and the trend in energy prices which were well below those of the second quarter in 2019, albeit significantly mitigated by the price scenario hedging policies. These effects were partly offset by the growth in wind power output and the increase deriving from the higher unit incentive value in Italy (from 92.1 to 99.0 €/MWh). The contribution from the larger portfolio of assets managed outside of Italy, compared to the second quarter of 2019, reflects the application in the previous year of the consolidation method retroactive to January 1 st for the results of some facilities acquired in France.

Adjusted EBITDA came to 107 million Euro, with a slight downturn compared to 110 million Euro for the second quarter of 2019. The variation reflects the following factors:

• Wind power (+2 million): EBITDA came to 57 million Euro, with a slight increase compared to the corresponding period in 2019 (56 million Euro) reflecting the more favourable wind conditions both in Italy and abroad. In particular, the results of the Italian wind farms (40 million Euro compared to 37 million Euro in the second quarter of 2019) benefited from the higher unit incentive value (99 Euro/MWh compared to 92 Euro/MWh), in the face of a weaker market price scenario and the fact that, during the period, some wind farms left the incentive system. The results outside of Italy were slightly down (-1 million Euro) mainly following the application in the previous year of the consolidation method retroactive to January 1st for the results of some facilities acquired in France during the second quarter of 2019, together with the unfavourable price scenario in Eastern Europe.

• Solar power (+2 million): EBITDA, at 22 million Euro, showed a slight upturn compared to the second quarter of 2019 (21 million Euro), mostly thanks to the improvement in radiation.

• Hydroelectric power (-4 million): EBITDA, at 16 million Euro (21 million Euro in the second quarter of 2019), showed a downturn compared to the corresponding period a year earlier, reflecting the prolonged lack of water availability, even more evident than during the second quarter of 2019, as well as the deterioration in the market scenario.

• Thermoelectric power (-2 million): EBITDA, at 15 million Euro, was down compared to the second quarter of 2019 (17 million Euro), reflecting above all the substantial reduction in generation margins, within a context of strong deterioration of the market scenario due to the lockdown for the COVID-19 health crisis. On the other hand, the quarter's result benefited from some adjustments relating to the site contracts.

Adjusted EBIT came to 32 million Euro (36 million Euro in the second quarter of 2019) after amortisation and depreciation totalling 75 million Euro, up by 1 million Euro compared to the second quarter of 2019 (73 million Euro) mainly ascribable to the operating wind farms acquired in Germany and France during 2019 and in the first quarter of 2020.

Adjusted Group net result came to 16 million Euro, with an increase compared to 14 million Euro in the second quarter of 2019, since the poorer operating results previously commented were more than offset by the lower financial charges and taxes.

The net financial charges were lower compared to the second quarter of 2019 due to a reduction in the cost of debt thanks to the major liability management transactions carried out during 2019, including the simultaneous issuance of a Green Bond subject to more favourable conditions. Moreover, the effective tax rate was much lower with respect to the second quarter of 2019 due to the reintroduction of tax benefits associated with economic growth (Allowance for Corporate Equity - ACE) and the positive effect for some of the Group's companies deriving from introduction of the IRAP (tax on regional production activities) relief, as set forth by Italy's 'Relaunch Decree' (cancellation of first IRAP down payment).

First half of 2020

Consolidated financial results

In the first six months of 2020 adjusted revenues came to 498 million Euro, with a downturn compared to the first half of 2019 (530 million Euro) due above all to the decrease in wind power and hydroelectric power output in Italy, as a result of the decidedly less favourable wind and water availability conditions, the trend in energy prices, which were notably below those for the first six months of 2019, together with a lower production of energy efficiency certificates pertaining to the CCGT plant, which is ending its first ten years of high-efficiency cogeneration eligibility. These effects were only partly offset by the growth in wind power production outside of Italy, also reflecting the expansion of the managed asset portfolio, together with the increase deriving from the higher unitary incentive value in Italy (from 92.1 to 99.0 €/MWh).

Adjusted EBITDA, excluding special items, came to 263 million Euro, down by 10 million Euro compared to 273 million Euro posted in the first half of 2019. The variation reflects the following factors:

• Wind power (-4 million): EBITDA, at 166 million Euro, showed a downturn compared to the corresponding period in 2019 (171 million Euro) mainly as a result of the lower prices and the decline in output (-196 GWh). More specifically, the results of the Italian wind farms (97 million Euro, with a decrease compared to117 million Euro in the first half of 2019), reflected the poor wind conditions during the period compared to the extremely high values recorded in the first six months of 2019, the poorer scenario as regards market prices and the exit from the incentive period of some of the wind farms; all of this was partly mitigated by the energy sales hedging transactions. On the other hand, the results outside of Italy showed a strong growth from both an economic (+16 million Euro) and quantity (+250GWh) perspective, thanks to the contribution of 72 MW from the new wind farms in France and Germany and the high winds during the period. It should be mentioned that, during the half year, the overseas wind power production (1,146 GWh) was above the output recorded in Italy (1,062 GWh).
• Solar power (+1 million): EBITDA, at 35 million Euro, showed a small increase compared to the first half of 2019 (34 million Euro), with higher volumes but a deterioration in price scenario compared to the corresponding period a year earlier.
• Hydroelectric power (-4 million): EBITDA came to 40 million Euro (44 million Euro in the first six months of 2019), with a downturn compared to the corresponding period a year earlier. The result reflects the lower output compared to the first half of 2019 due to the prolonged lack of resource availability in central Italy which, for the second consecutive year, was well below the historical ten-year averages, and the negative energy market scenario partly offset by hedging policies.
• Thermoelectric power (-4 million): EBITDA posted by the thermoelectric power sector, amounting to 30 million Euro, showed a decrease compared to 34 million Euro for the first six months of 2019 mainly due to the anticipated lower production of energy efficiency certificates following the end of the incentive period for the CCGT plant's module 1 and a notable downturn in generation margins compared to the corresponding period in 2019, within a strongly deteriorating market situation as a result of the COVID-19 health crisis lockdown. The half year also benefited from some insurance reimbursements and adjustments relating to site contracts. It should be mentioned that EBITDA benefited significantly from price scenario hedging policies as regards both RES-E output and clean spark spreads, carried out in line with Group risk policy.

Adjusted EBITDA is shown net of the positive effects deriving from application of IFRS 16, in the amount of 5 million Euro, and special items.

Adjusted EBIT came to 114 million Euro (128 million Euro in the first half of 2019) after amortisation and depreciation totalling 149 million Euro, up by 4 million Euro compared to the first six months of 2019 (145 million Euro) ascribable above all to the acquisition of operational wind farms in Germany and France during 2019 and the first quarter of 2020.

EBIT came to 112 million Euro (117 million Euro in the first six months of 2019) after amortisation and depreciation totalling 153 million Euro, up by 4 million Euro compared to the first half of 2019 (148 million Euro), ascribable to the same reasons specified in the comment on adjusted EBIT and application of the IFRS 16 standard (2 million Euro).

Adjusted Group net result came to 70 million Euro, with a slight increase compared to the result for the first six months of 2019, since the poorer operating results previously commented were more than offset by the lower financial charges and taxes. The net financial charges were notably lower compared to the first six months of 2019 due to a reduction in the cost of debt thanks to the major liability management transactions carried out during 2019, including the issuance of a Green Bond subject to extremely favourable conditions. Moreover, the effective tax rate was much lower with respect to the first half of 2019 due to the reintroduction of tax benefits associated with economic growth (Allowance for Corporate Equity - ACE) and the positive effect for some of the Group's companies deriving from introduction of IRAP relief, as set forth by Italy's 'Relaunch Decree' (cancellation of first IRAP down payment).

The Group net result came to 72 million Euro, compared to 2 million Euro for the first six months of 2019. It is worth mentioning that the first six months of 2019 reflected above all extraordinary charges associated with debt restructuring via the issuance of the first Green Bond and simultaneous closure of two important Project Financing facilities.

Adjusted net financial debt amounted to 1,503 million Euro, with an increase of 26 million Euro compared to 31 December 2019 (1,476 million Euro). The variation primarily reflects investments during the period (86 million Euro), the distribution of dividends (114 million Euro), the payment of taxes (14 million Euro¹⁰) partly offset by the positive cash flow (190 million Euro¹¹) also following the reduction in the timing of Italian incentive payments. The adjusted net financial debt is shown net of the effects deriving from application of IFRS 16, therefore not including the discounting of future lease fee payments corresponding to around 76 million Euro as at 30 June 2020.

nd Quarter 2		Million Euro	1	st Half
2020	2019		2020	2019
17		71 Wind power	71	81
0		0 Solar power	1	220
1		1 Hydroelectric power	2	2
6		2 Thermoelectric power	12	4
0		0 Corporate	1	1
25		74 Total Investments	86	307

Investments

Investments in the first six months of 2020 amounted to 86 million Euro (307 million Euro in the first six months of 2019) of which approximately half concerned the acquisition of 38 MW of operating wind farms in France (42 million Euro) and a project for the construction of a 36 MW wind farm in Poland (2 million Euro). During the half year investments were carried out in property, plant and equipment and intangible fixed assets for the amount of 42 million Euro, of which 63% in the Wind power sector (76% in the first half of 2019), associated above all with the commencement of construction as regards the wind farms in Poland and the UK, 28% in the

¹⁰ Includes the payment of substitute tax on the release of capital gains relating to the Andromeda Business Combination (Solar power) in 2019

¹¹ Includes adjusted EBITDA, the change In net working capital and net financial income (expenses)

Thermoelectric power sector (15% in the first half of 2019) following the launch of investments aimed at obtaining high-efficiency cogeneration eligibility for the CCGT plant's module 1 for another ten years, 6% in the Hydroelectric power sector (6% in the first half of 2019), 2% in the Solar power sector and 2% in the Corporate sector (2% in the first half of 2019), mainly in connection with the ICT area.

• Wind power: investments totalling 71 million Euro refer above all to the acquisition of wind farms in France (38 MW) during the first quarter 2020, and development of the wind farms in Poland and the UK.

• Solar power: investments totalling 1 million Euro refer above all to contracts aimed at further enhancing plant efficiency.

• Hydroelectric power: investments in hydroelectric power, amounting to around 2 million Euro, 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 totalling 12 million Euro primarily refer to the revamping project as regards the steam generation facilities of the CCGT plant's module 1, which will also enable renewal of the right to accrue energy efficiency certificates starting from 1 January 2022, for a further ten years.

Moreover, targeted investment projects continued aimed at maintaining the operational efficiency, flexibility and reliability of the plants. The scheduled interventions also 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 second quarter of 2020, total electricity sales amounted to 3.4 TWh (3.6 TWh in the corresponding period of 2019), against a total of 1.7 TWh produced by the Group's facilities (1.8 TWh in the corresponding period of 2019), of which about 0.4 TWh abroad and 1.3 TWh in Italy. The latter figure represents approximately 1.9% of overall domestic electricity demand (1.8% in the second quarter of 2019).

During the first half of 2020, total electricity sales amounted to 7.6 TWh (7.6 TWh in the first half of 2019), against a total of 4.0 TWh produced by the Group's facilities (4.1 TWh in the corresponding period of 2019), of which about 1.1 TWh abroad and 2.9 TWh in Italy. The latter figure represents approximately 2.0% of overall domestic electricity demand (2.0% in the first half of 2019).

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.

In the second quarter of 2020 the net supply of steam to captive customers at the Priolo Gargallo petrochemical site amounted to 264 thousand tonnes, with an increase compared to 180 thousand tonnes during the corresponding period of 2019. In the first half of 2020 steam sales¹² carried out amounted to 600 thousand tonnes, with an upturn compared to 493 thousand tonnes during the corresponding period of 2019.

¹² Steam supplied to end users net of the steam quantities withdrawn by the same and pipeline leaks.

	nd quarter 2					st 1 half
2020	2019	∆	∆%	Electricity output (GWh)	2020	2019	∆	∆%
842	826	16		2% Wind power output	2.208	2.154	54	3%
464	454	9	2%	- Italy	1.062	1.257	-196	-16%
378	371	7	2%	- Overseas	1.146	897	250	28%
76	74	1		2% Solar power output	120	119	2	1%
229	291	-62		-21% Hydroelectric power output	553	593	-40	-7%
504	598	-94		-16% Thermoelectric power output	1,131	1,216	-86	-7%
1,651	1,789	-138		-8% ERG plants total output	4,012	4,081	-70	-2%

With regard to output, in the second quarter of 2020 we particularly report:

Wind power: wind power electricity output totalled 842 GWh, with a slight increase compared to the second quarter of 2019 (826 GWh), reflecting an approximate growth of 2% in Italian production (from 454 GWh to 464 GWh) and 2% outside of Italy (from 371 GWh to 378 GWh).

The growth in Italian output (+9 GWh) concerned the improved wind conditions compared to those recorded during the corresponding period in 2019 as regards all regions with the exception of Sicily and Sardinia.

Outside of Italy, the net increase of 7 GWh reflects the higher volumes in Germany (+18 GWh, essentially ascribable to the output of facilities recently acquired or that came into commercial operation during the latter half of 2019), and the slight upturn in East European production (+3 GWh), while the decline in France (-14 GWh) concerns the application, during the previous year, of the method used, retroactive to January 1st, to consolidate the output pertaining to some of the plants acquired during the second quarter of 2019.

Solar power: solar power output totalled 76 GWh, showing a slight increase (+1 GWh) compared to the corresponding period in 2019, with an overall load factor of 25% (24% in the second quarter of 2019).

Hydroelectric power: hydroelectric power output, which reflects the lack of water availability recorded during the period, totalled 229 GWh (291 GWh in the corresponding period of 2019). We mention that the average sale prices reflect both the electricity sale price and the amount of the incentive tariff (former green certificate), recognised on a portion of approximately 40% of output for a higher unit value with respect to 2019 (92 Euro/MWh), equal to around 99 Euro/MWh.

Thermoelectric power: thermoelectric power output totalled 504 GWh, with a decrease compared to the corresponding period in 2019 (598 GWh) in the presence of a market situation with generation margins heavily penalised by the significant decrease in Sicilian market prices, partly contained by the reduction in the price of gas and CO2, together with the clean spark spread hedging policies carried out in line with Group risk policy.

In the first six months of 2020:

Wind power: wind power electricity output totalled 2,208 GWh, up by 3% compared to the corresponding period in 2019 (2,154 GWh), reflecting a strong decline of -16% in Italian output (from 1,257 GWh to 1,062 GWh) and a sharp overseas growth of 28% (from 897 GWh to 1,146 GWh).

The downturn in Italian production (-196 GWh) is associated with the poorer wind conditions compared to those recorded in 2019 in essentially all regions and particularly Campania, Puglia, Molise and Sicily.

Outside of Italy, the net increase of 250 GWh is ascribable to the higher output in France (+148 GWh, of which 45 GWh concerned the electricity produced by facilities recently acquired and 104 GWh reflected the high winds recorded compared to the first six months of 2019) and in Germany (+76 GWh, of which 69 GWh concerned the wind farms acquired or which came on stream during 2019, and 7 GWh reflected the improved wind conditions recorded).

Solar power: output totalled around 120 GWh, showing a slight increase compared to the first half of 2019, with a related load factor of 19% (in line with 19% for the corresponding period in 2019).

Hydroelectric power: ERG Hydro's total output amounting to 553 GWh benefited from a net unit revenue, taking into consideration the electricity sale price of revenues from the Ancillary Services Market (MSD) and from the period's replacement incentives and other minor components, which corresponded overall to about 107 Euro/MWh, with a slight increase compared to 105 Euro/MWh in the first half of 2019.

Thermoelectric power: net electricity output by ERG Power amounted to 1,131 GWh, with a reduction compared to the corresponding period in 2019 (1,216 GWh) in the presence of a market situation with generation margins heavily penalised by the significant decrease in Sicilian market prices, partly contained by the reduction in the price of gas and CO2, together with the clean spark spread hedging policies carried out in line with Group risk policy.

The net supply of steam to captive customers at the Priolo Gargallo petrochemical site amounted to 600 thousand tonnes, with an increase compared to 493 thousand tonnes in the corresponding period of 2019.

Main events during the half year

On 22 January 2020 ERG S.p.A. was promoted to an "AA" rating, following the "A" rating assigned in 2018, by MSCI ESG Research Ltd. ("MSCI"), one of the leading research firms measuring companies' performance on the grounds of environmental, social and governance (ESG) factors. ERG also ranked 35th place among the world's TOP 50 companies in the Corporate Knights Global 100 Most Sustainable Corporations in the World Index and maintained its CDP-Climate Change "B" rating.

On 24 February 2020 a 100% equity stake was acquired in five companies incorporated in France, owners of three wind farms with a total installed capacity of 38 MW.

On 5 March 2020 a 100% equity stake was acquired in Laszki Wind Sp. Z.o.o., a Polish company that holds authorisations for the construction of a 36 MW wind farm, following its successful participation in the auction on 5 December 2019

On 9 March 2020, with regard to the Italian and worldwide COVID-19 emergency and the consequent restrictions on personal mobility, ERG proactively extended the possibility to operate remotely (in smart working) to all business days of the week. This possibility was gradually extended to employees of all the Group's branches insofar as this form of working was compatible with the effective performance of responsibilities assigned (approximately 70% of the company's personnel), giving maximum attention to ensuring business continuity and the security of production sites. Starting from June 22nd, according to the progressive development of the situation, a gradual and regulated return to working activities at most of ERG's offices took place, guaranteeing the possibility to work remotely for three business days a week. At the present time, this operational procedure has been confirmed until September 30th, unless extended, with varying procedures defined from branch to branch.

On 21 April 2020 the ERG S.p.A. Shareholders' Meeting approved the 2019 Annual Accounts, resolved to pay a dividend of Euro 0.75 per share and approved an amendment to the Articles of Association to introduce the mechanism for increasing voting rights.

During his speech, the Chief Executive Officer provided full information regarding the actions and initiatives taken by the Group to deal with the COVID-19 crisis.

For the first time, the Shareholders' Meeting was held exclusively using telecommunications systems and was attended by a number of shareholders representing 79.4% of the company's capital.

On 14 May 2020 the rating agency Fitch Ratings ("Fitch") affirmed ERG S.p.A.'s Long Term Issuer Default Rating (IDR) at BBB-, with stable outlook, and senior unsecured rating at BBB-.

On 30 June 2020 ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l., a subsidiary of ERG Power Generation S.p.A., completed the Amend & Extend of its non-recourse project facilities agreement, for the residual amount of 103 million Euro. Via this transaction it was possible to improve the financing terms and extend the loan maturity by three years Moreover, the Amend & Extend allowed the financing to be classified as a "Green Loan" and "Sustainability Linked Loan" in compliance with the Green Loan Principles and the Sustainability Linked Loan Principles, further confirming ERG's strong commitment to sustainable development.

Main events occurred after the end of the period

On 1 July 2020 ERG S.p.A. finalised the renewal of its Euro Medium Term Notes Programme ("EMTN

Programme") for the issuance of non-convertible medium/long-term bonds, increasing the maximum amount to 2,000 million Euro, as approved by the Board of Directors' resolution of 18 June 2020.

The renewal and increase of the EMTN Programme will allow ERG to continue benefiting from the flexibility offered by this instrument in the case of future bond issues.

On 6 July 2020 Vigeo Eiris, one of the leading international ESG (Environmental, Social, Governance) rating agencies, affirmed ERG S.p.A.'s Advanced rating, the highest in its scale of ratings, acknowledging the company's strong ESG commitment and the value of its social responsibility policy.

Further information

ERG approves the issuance of one or more bonds for a maximum amount of 500 million Euro.

The Board of Directors of ERG S.p.A. has authorised the issuance under its EMTN Programme (Euro Medium Term Notes Programme - see PR dated 1 July 2020), no later than 1 July 2021, of one or more non-convertible and unsubordinated bonds, also eligible as 'green bonds', in minimum denominations of 100,000 Euro and up to the overall maximum nominal value of 500 million Euro, to be placed with qualified institutional investors and listed on the Luxembourg Stock Exchange.

These information does not constitute or form part of a public offering of financial products or an invitation for offers to purchase financial products in Italy within the meaning set forth by Legislative Decree no. 58 dated 24 February 1998. The documentation relating to the offering has not been/will not be submitted to approval by CONSOB. The distribution of this announcement may be contrary to the applicable law in some jurisdictions. This announcement does not constitute an offer for sale of financial products in the United States of America, Canada, Australia or Japan or any other jurisdiction where such offer or sale is prohibited and may not be directly or indirectly published or distributed in such jurisdictions. The financial products referred to have not been and will not be registered pursuant to the 1933 Securities Act of the United States of America, as subsequently amended; the said products may not be offered or sold in the United States of America without registration or an applicable exemption from registration requirements.

Business outlook

ERG continues to pursue its international Wind power development strategy and the Repowering programme as regards its Italian wind farms, within the new complicated and difficult health crisis situation associated with COVID-19. The social and economic implications of the crisis concern the downward trend in energy prices and the normal course of activities on the part of the public administration and those of the industrial and financial operators with whom the Group interfaces on a regular basis.

In view of the foregoing, we therefore set out the foreseeable trend in the main scenario and performance indicators anticipated for 2020, bearing in mind that the results for the first six months of the year are in line with the forecast estimated in our previous interim report:

• Wind power: The result outside of Italy will exceed that recorded in 2019, reflecting the improved wind conditions during the early months of the year, albeit with a downturn in prices, particularly in Eastern Europe, and thanks to the contribution from the higher installed capacity, including the newly-acquired wind farms in France (38 MW). Conversely, as regards Italy, EBITDA is expected to show a decline with respect to 2019, following the decrease in windiness recorded during the early months of the year compared to the particularly good conditions in 2019, together with the unfavourable price scenario, partly offset by the higher incentive prices and price hedging interventions. It should be mentioned that a further 26 MW left the incentive system at the beginning of the year. Overall EBITDA for the Wind Power sector is expected to show a downturn compared to the previous year.

• Solar power: In 2020, ERG will benefit by certain synergies arising from optimisation of the Energy Management portfolio and from the insourcing of some activities previously carried out by third parties, capitalising on its industrial skills in the operational enhancement of managed assets. EBITDA for FY2020 is expected to show an upturn with respect to 2019.

• Hydroelectric power: The result is estimated considering the low water availability hitherto recorded, anticipating also for 2020 volumes below the average ten-year statistics and in line with the particularly depressed values reported in 2019; these volumes will be entitled to benefit from the incentive on around 40% of the amount, but at a higher price with respect to 2019. Moreover, Energy Management's production optimisation interventions on the energy markets will continue with a view to containing the negative impact of the price scenario, notwithstanding the hedging transactions already carried out. The hydroelectric power sector is therefore expected to post a slight decrease in EBITDA compared to 2019.

• Thermoelectric power: The result forecast for 2020, compared to 2019, will reflect a downward trend in the price and margin scenario, even after the hedging interventions carried out on the Clean Spark Spreads, as well as a reduction in the quantities of energy efficiency certificates following the exit from the high-efficiency cogeneration period of one of the two plant modules. More specifically, during the latter part of the year, the results are expected to be in line with those of the first six months which benefited from some insurance reimbursements and adjustments relating to site contracts. An overall reduction in EBITDA is estimated with respect to 2019.

For FY2020, we confirm the consolidated EBITDA guidance announced in the previous quarterly report, estimating an overall result within a range of between 480 and 500 million Euro.

FY2020 investment expenditures concern, above all, the progress in the construction of greenfield projects as regards the wind farms scheduled to come on stream in 2021/22 in Great Britain (about 200 MW), Poland (36 MW) and France (50 MW); also included are the initial capex for activities associated with the plant upgrade and simultaneous renewal of the High-Efficiency Cogeneration (HEC) status for the CCGT facility's module 1, the already mentioned acquisition of 38 MW in France and the usual fleet maintenance investments. The overall amount is less that the figure for 2019, which was characterised by major M&A transactions, and will be within a range of between 150 and 180 million Euro, confirming the guidance announced at the end of the last quarter.

Cash generation, taking into account the points mentioned with regard to EBITDA and investments, will enable a reduction in end-of-year net debt to between 1.35 and 1.43 billion Euro, confirming the guidance announced in the previous quarter. This will imply a reduction with respect to the figure of 1.48 billion at the end of 2019, also due to the lower financial charges thanks to the full effect of liability management operations following the Green Bond issued during 2019.

In reference to the estimates and forecasts contained in this section, 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 pertaining to wind, water availability and irradiation, the impact of regulations for the oil and energy industry and the environment, other changes in business conditions and in the action of the competition.

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

Pursuant to Article 154-bis, paragraph 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 second quarter and the half year will be illustrated to analysts and investors today at 2:30 p.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 12:15 a.m (CEST) on 31 July 2020, 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 Half-Yearly Financial Report at 30 June 2020 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:

www.erg.eu - @ergnow

Anna Cavallarin Head of Media Relations & Digital Channels - tel. + 39 010 2401804 cell. + 39 3393985139 – acavallarin@erg.eu Emanuela Delucchi Head of IR & CSR manager– tel. + 39 010 2401806 – e-mail: edelucchi@erg.eu - ir@erg.eu Matteo Bagnara IR - tel. + 39 010 2401423 – e-mail: ir@erg.eu

pag. 35

Financial statements and Alternative Performance Indicators

Alternative Performance Indicators (APIs) and Adjusted results

Certain Alternative Performance Indicators (APIs) are used in this document, which differ from the financial indicators expressly set forth by the IAS/IFRS adopted by the Group.

These alternative indicators are utilised by the Group with a view to facilitating the disclosure of information on its business performance as well as its net financial debt.

Lastly we mention that, in order to facilitate an understanding of the business segments' performance, the operating results are also shown with the exclusion of significant special income components of an extraordinary nature (special items): these results are indicated with the term "Adjusted results".

For a definition of the indicators and reconciliation of the amounts involved, reference is made to the information provided in the specific "Alternative Performance Indicators" section.

IFRS 16

In application of IFRS 16, the Group, as lessee, has recognised liabilities for leases and right-of-use assets related above all to the Wind business and concerning the use of land, warehouses, buildings, equipment, substations and machine inventory.

Starting from 1 January 2019, the application of this Standard has changed the presentation in the income statement of costs for operating leases: these costs are now recognised as depreciation of the right-of-use assets and as financial expenses correlated to the liability linked to the discounting of future lease payments.

Previously, the Group recognised costs for operating leases on a straight-line basis over the lease term, basically when the related lease payments were made.

The application of IFRS 16 in the first half of 2020 led to:

• an improvement in Gross Operating Profit (EBITDA) in respect of lease payments that fall within the scope of IFRS 16, amounting to about 5 million Euro;

• an increase (around 76 million Euro at 30 June 2020) in net financial debt and net invested capital (approximately 75 million Euro at 30 June) associated with application of the liability method indicated by the Standard;

• higher depreciation expenses (3 million Euro) and increased financial charges (2 million Euro) linked to application of the above mentioned method.

Based on the foregoing, and given the typical nature of the item, in order to optimise presentation of the margins pertaining to the businesses, it was decided to recognise, in the adjusted Income Statement, depreciation for the period in respect of rights of use and financial charges on the IFRS 16 debt, as part of Adjusted EBITDA by way of reasonable approximation of the lease costs in keeping with the financial event (instalment for the period) pertaining to the same. Accordingly, the adjusted net financial debt and adjusted net invested capital are shown net of the liability linked to the discounting of future lease payments. For a reconciliation of the above mentioned amounts, reference is made to the information provided in the "Alternative Performance Indicators" section.

Performance highlights

Year			1st Half		2nd quarter
2019	(EUR million)		2020	2019	2020	2019
	Key economic data
1,022	Revenues Adjusted (1)		498	530	221	234
504	EBITDA adjusted (1)		263	273	107	110
205	EBIT adjusted (1)		114	128	32	36
33	Net Profit		74	3	22	(47)
32	of which profit attributable to owners of the parent		72	2	20	(47)
104	Adjusted Net profit attributable to owners of the parent (1)		70	68	16	14
	Key financial data
3,264	Net adjusted invested capital (2)		3,236	3,403	3,236	3,403
1,787	Shareholders' Equity Adjusted		1,733	1,741	1,733	1,741
1,476	Total net financial indebtedness (2)		1,503	1,662	1,503	1,662
812	of which non-recourse Project Financing (3)		783	809	783	809
45%	Financial leverage adjusted		46%	49%	46%	49%
49%	EBITDA Margin %		53%	52%	48%	47%
	Operating data
1,929	Installed capacity of wind farms at the end of the period	MW	1,967	1,895	1,967	1,895
4,000	Electric power generation from wind farms	KWh million	2,208	2,154	842	826
480	Installed capacity of thermoelectric plants	MW	480	480	480	480
2,504	Electric power generation from thermoelectric plants	KWh million	1,131	1,216	504	598
527	Installed capacity of hydroelectric plants at the end of the period	MW	527	527	527	527
1,229	Electric power generation from hydroelectric plants	KWh million	553	593	229	291
141	Installed capacity of solar plants at the end of the period	MW	141	141	141	141
226	Electric power generation from solar plants	KWh million	120	119	76	74
15,121	Total sales of electric power	KWh million	7,607	7,642	3,361	3,572
432	Capital expenditure (4)	EUR million	86	307	25	74
754	Employees at period end	Units	765	761	765	761
	Net unit revenues (5)
118	Wind Italy	Euro/MWh	119	119	117	117
96	Wind Germany	Euro/MWh	97	100	96	98
89	Wind France	Euro/MWh	90	89	89	89
73	Wind Poland	Euro/MWh	72	71	72	74
79	Wind Bulgaria	Euro/MWh	61	77	51	70
67	Wind Romania	Euro/MWh	52	67	42	62
n.a.	Wind UK	Euro/MWh	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.
314	Solar	Euro/MWh	311	314	311	306
102	Hydroelectric	Euro/MWh	107	105	115	102
40	Thermoelectric	Euro/MWh	30	38	33	41

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

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

(2) Adjusted net financial indebtedness and the adjusted net invested capital are presented net of the effects deriving from the application of IFRS 16, therefore excluding the recognition of assets and the discounting of future lease payments of approximately EUR 76 million from net financial indebtedness and net invested capital at 30th June 2020 (EUR 75 million).

(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 assets. They also include M&A investments of EUR 44 million made in the first half of 2020 for the acquisition of companies owning wind farms in France (EUR 42 million) and a project for the construction of a wind farm in Poland (EUR 2 million). In the first half of 2019, investments through Merger & Acquisition transactions amounted to 280 million euro for the acquisition of two photovoltaic plants from Soles Montalto Gmbh with a total installed capacity of 51.4 MW (220 million euro), for the acquisitions of companies owners of wind farms in France (52 million), a pipeline in Germany (2 million) and a project for the construction of a wind farm in the United Kingdom (6 million).

(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 by sector

Year	(EUR million)	1st Half			2nd quarter
2019		2020	2019	∆	2020	2019	∆
	Adjusted revenues
414	Wind power	225	226	(1)	85	82	3
71	Solar	38	37	0	24	23	1
119	Hydroelectric power	59	62	(3)	26	30	(4)
418	Thermoelectric power (1)	176	205	(29)	85	99	(13)
37	Corporate	17	18	(1)	8	9	(1)
(37)	Intra-segment revenues	(17)	(18)	1	(8)	(9)	1
1,022	Total adjusted revenues	498	530	(33)	221	234	(13)
	Adjusted EBITDA
301	Wind power	166	171	(4)	57	56	2
63	Solar	35	34	1	22	21	2
87	Hydroelectric power	40	44	(4)	16	21	(4)
69	Thermoelectric power (1)	30	34	(4)	15	17	(2)
(16)	Corporate	(8)	(9)	1	(4)	(5)	0
504	Adjusted EBITDA	263	273	(10)	107	110	(3)
	Amortisation, depreciation and write-downs
(169)	Wind power	(84)	(82)	(2)	(41)	(42)	0
(41)	Solar	(21)	(20)	(1)	(10)	(10)	(1)
(57)	Hydroelectric power	(29)	(29)	(0)	(14)	(14)	(0)
(28)	Thermoelectric power (1)	(15)	(14)	(1)	(7)	(7)	(1)
(3)	Corporate	(2)	(1)	(0)	(1)	(1)	(0)
(299)	Amortisation and depreciation adjusted	(149)	(145)	(4)	(75)	(73)	(1)
	Adjusted EBIT
132	Wind power	83	89	(6)	16	14	2
22	Solar	14	14	0	12	11	1
30	Hydroelectric power	11	16	(4)	2	7	(5)
41	Thermoelectric power (1)	15	20	(5)	7	10	(3)
(19)	Corporate	(10)	(10)	1	(5)	(5)	(0)
205	Adjusted EBIT	114	128	(15)	32	36	(4)
	Investments (2)
189	Wind power	71	81	(10)	17	71	(54)
221	Solar	1	220	(219)	0	0	0
6	Hydroelectric power	2	2	1	1	1	(0)
15	Thermoelectric power	12	4	8	6	2	4
2	Corporate	1	1	0	0	0	0
432	Total investments	86	307	(220)	25	74	(49)

It should be noted that, with regards to revenues, the comparative data for the first half of 2019 were subject to restatement (on Wind power 226 million compared to 228 million previously exposed, on Hydroelectric 62 million compared to 60 million previously exposed) with reference to a different allocation of business coverage.

(3) 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 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 impacts relating to the adoption of IFRS 9 and of special items, and with the reclassification for IFRS 16.

It should be recalled that this section reflects the impacts of the consolidation, from 1 January 2020, of the companies acquired during the first quarter 2020.

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.

(EUR million)	1st Half		2nd quarter
Adjusted Income Statement	2020	2019	2020	2019
Revenue	497.8	530.4	220.5	234.0
Other revenue	10.7	6.3	4.0	3.3
TOTAL REVENUE	508.5	536.8	224.6	237.3
Costs for purchase and changes in inventory	(131.3)	(146.6)	(60.6)	(68.5)
Costs for services and other operating costs	(81.6)	(84.8)	(40.6)	(42.9)
Personnel Expense	(32.6)	(32.0)	(16.6)	(16.2)
EBITDA	263.0	273.4	106.7	109.7
Amortisation, depreciation and write-downs of fixed assets	(149.4)	(145.3)	(74.6)	(73.4)
EBIT	113.6	128.1	32.1	36.3
Net financial income (expenses)	(25.4)	(32.8)	(12.0)	(15.2)
Net income (loss) from equity investments	0.1	0.1	0.0	0.0
Profit before taxes	88.3	95.3	20.1	21.1
Income taxes	(17.2)	(27.2)	(2.3)	(6.9)
Profit for the period	71.1	68.1	17.8	14.2
Minority interests	(1.3)	(0.6)	(1.5)	(0.7)
Group's net profit (loss)	69.7	67.5	16.3	13.5

Adjusted 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 30 June 2020, the impact deriving from the application of IFRS 16 of approximately EUR 76 million of increased net financial indebtedness with a balancing entry in Net invested capital amounting to approximately EUR 75 million.

06/30/2019 Adjusted Statement of Financial Position	06/30/2020	12/31/2019
(EUR million)
3,472.1 Non current assets	3,349.6	3,422.2
225.5 Net working capital	149.6	125.6
(5.6) Provisions for employee benefits	(5.2)	(5.4)
333.8 Other assets	242.1	210.6
(622.4) Other liabilities	(500.5)	(489.5)
3,403.4 Net invested capital	3,235.5	3,263.5
1,722.9 Group Shareholders' Equity	1,722.0	1,775.6
18.2 Non-controlling interests	10.6	11.5
1,662.4 Net financial indebtedness	1,502.9	1,476.4
3,403.4 Equity and financial debt	3,235.5	3,263.5

Cash Flow
	1st Half		2nd quarter
(EUR million)	2020	2019	2020	2019
Adjusted EBITDA	263.0	273.4	106.7	109.7
Change in net working capital	(47.7)	(78.9)	(17.5)	6.1
Cash Flow from operations	215.4	194.5	89.1	115.9
Investments in property, plant and equipment and intangible assets	(42.1)	(26.6)	(24.9)	(13.7)
Company acquisitions (business combinations)	(44.3)	(280.2)	-	(60.6)
Capital expenditure in financial non-current assets	(0.1)	-	-	-
Divestments and other changes	1.4	1.0	1.4	0.5
Cash Flow from investments/divestments	(85.0)	(305.9)	(23.5)	(73.8)
Financial income (expense)	(25.4)	(32.8)	(12.0)	(15.2)
Closure fair value ERG Wind loan	-	(43.5)	-	(43.5)
Net gains (losses) on equity investment	0.1	0.1	0.0	0.0
Cash Flow from financial management	(25.4)	(76.3)	(12.0)	(58.7)
Cash Flow from tax management	(13.7)	-	(13.7)	-
Distribution of dividends	(113.9)	(112.4)	(113.9)	(112.4)
Other changes in equity	(3.9)	(19.3)	(13.5)	(19.1)
Cash Flow from Shareholders'equity	(117.7)	(131.7)	(127.4)	(131.5)
Change in the consolidation scope	-	-	-	-
Opening net financial indebtedness	1,476.4	1,343.0	1,415.5	1,514.2
Change in the period	26.5	319.4	87.4	148.2
Closing net financial indebtedness	1,502.9	1,662.4	1,502.9	1,662.4

The Cash Flows from operations of the first half of 2020 is positive by EUR 215 million, up by EUR 21 million compared to the corresponding period of 2019, mainly due to changes in working capital and in particular to the adjustment of the timelines for the collection of incentives in the Wind and Hydroelectric sectors, introduced in the third quarter of 2019.

The Cash Flows from investments of the first half of 2020 are tied mainly to the M&A activity and in particular to the acquisition of operational wind farms in France (EUR 42 million) and a project for the construction of a wind farm in Poland (EUR 2 million), and to the investments in the period (EUR 42 million).

The Cash Flows from financing activities refer to the interest accrued during the period. Cash flows for 2019 also include the effect of the closure of the fair value of the project financing of ERG Wind Investment Ltd.

The Cash Flows from equity refer to the changes in the hedging reserve tied to derivative financial instruments, as well as the translation reserve.

The Adjusted net financial indebtedness totalled EUR 1,503 million, down (EUR 26 million) compared to 31 December 2019 (EUR 1,476 million). The change mainly reflects the investments in the period (EUR 86 million), the distribution of dividends (EUR 114 million), the payment of taxes (EUR 14 million¹³) partly offset by the positive cash flow (EUR 190 million¹⁴), also as a result of the reduction of the timelines for collection of incentives in Italy.

¹³ Includes payment of substitute tax in relation to the exemption on capital gains related to the Andromeda (Solar) Business Combination in 2019.

¹⁴ Includes the adjusted EBITDA, the change in working capital and net financial income (expenses)

ALTERNATIVE PERFORMANCE INDICATORS

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 IAS/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 facilitate an understanding of the business segments' performance, the operating results are shown with the exclusion of significant special income components of an extraordinary nature (special items): these results are indicated with the term "Adjusted results".

Since the composition of these indicators is not regulated by the applicable 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 of an extraordinary nature (special items);
• EBITDA is an indicator of operating performance calculated by adding "Amortisation, depreciation and impairment" 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 statement components of an extraordinary nature (special items) and with the reclassification of the impact tied to the IFRS 16 application;
• Adjusted EBIT is the net operating profit, explicitly indicated as a subtotal in the Financial Statements, with the exclusion of significant special income statement components of an extraordinary nature (special items) and with the reclassification of the impact tied to the IFRS 16 application;
• 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 special income statement components of an extraordinary nature (special items), and with the reclassification of the impact tied to the IFRS 16 application, net of the related tax effects;
• Investments are the sum of investments in property, plant and equipment and intangible assets;
• Net operating working capital is the sum of Inventories, Trade Receivables and Trade Payables;
• Net invested capital is the sum of Non-current Assets, Net Operating 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 exclusion of the impact 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 no. 15519/2006, also including the portion of non-current assets relative

to derivative financial instruments.

• Adjusted net financial indebtedness is the net financial indebtedness, as defined above, net of the liability linked to the discounting of future lease payments, following the application of IFRS 16.
• Financial leverage is calculated by comparing the adjusted net financial indebtedness (including Project Financing) to the adjusted net invested capital.
• Special items include significant special income components of an extraordinary nature. These include:
• o income and expenses connected to events whose occurrence is non-recurring, i.e. those transactions or events that do not 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 impairment losses recognised 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.

COVID-19 emergency

In the first half of 2020, the only post related to the COVID-19 emergency, isolated as a special item, relates to the EUR 2 million donation made by the Group.

Reconciliation with adjusted operating results

Year 2019	EBITDA	1st Half 2020	2019	2nd quarter 2020	2019
495.9	EBITDA	264.9	264.9	108.4	101.7
	Special items exclusion
	Corporate
9.3	- Reversal of ancillary charges on non-recurring operations (1)	1.4	6.4	1.0	4.1
(0.9)	- Adjustment for impact of IFRS 16 (2) (3)	(0.5)	(0.4)	(0.3)	(0.2)
- 7.2	- Reversal of COVID-19 donation - Reversal of HR and corporate reorganisation costs (4)	2.0 -	- 6.0	- -	- 6.0
(8.2)	- Reversal for release of provision for disposed businesses (5)		- -	-	-
	Thermoelectric
(1.0)	- Adjustment for impact of IFRS 16 (2)	(0.6)	(0.4)	(0.3)	(0.2)
	Hydroelectric
(0.2)	- Adjustment for impact of IFRS 16 (2)	(0.1)	(0.1)	(0.0)	(0.1)
	Solar
(0.4)	- Adjustment for impact of IFRS 16 (2)	(0.2)	(0.2)	(0.1)	(0.1)
	Wind
(6.5) 8.5	- Adjustment for impact of IFRS 16 (2) - Reversal of allocations to tax-related provisions (5)	(3.8)	(2.8) - -	(2.0) -	(1.4) -
503.7	Adjusted EBITDA	263.0	273.4	106.7	109.7
Year 2019	Amortisation, depreciation and impairment losses	1st Half 2020	2019	2nd quarter 2020	2019
(306.0)	Amortisation and depreciation and impairment losses	(152.8)	(148.4)	(76.0)	(75.1)
	Special items exclusion
6.7	- Adjustment for impact of IFRS 16 (2)	3.4	3.1	1.4	1.6
0.5	- Reversal of amortisation and depreciation on disposed Businesses (5)		- -	-	-
(298.8)	Adjusted depreciation and amortisation	(149.4)	(145.3)	(74.6)	(73.4)
Year 2019	Profit attributable to owners of the parent	1st Half 2020	2019	2nd quarter 2020	2019
31.6	Profit attributable to owners of the parent	72.4	1.9	20.0	(47.3)
	Special items exclusion
1.0	Adjustment for impact of IFRS 16 (2)	-	0.6	(0.2)	0.3
-	Exclusion of the impact of the COVID-19 donation (3)	1.5	-	-	-
5.4	Exclusion of impact of HR and corporate reorganisation costs (4)	-	4.5	-	4.5
2.0	Exclusion of ancillary charges on Corporate / Germany loan prepayments (6)	-	2.0	-	0.3
49.4	Exclusion of ancillary charges on ERG Wind loan prepayments (6)	-	49.4	-	49.4
1.5	Exclusion of ancillary charges on ERG Power loan prepayments (6)	-	1.5	-	1.5
8.7	Exclusion of ancillary charges on non-recurring operations (1)	1.4	6.0	1.0	3.8
-	Exclusion of IRAP 2019 balance - Relaunch Decree (7)	(0.6)	-	(0.6)	-
-	Exclusion of deferred taxes on Solar goodwill exemption (8)	(3.1)	-	(3.1)	-
(5.1)	Exclusion of expenses related to disposed Businesses (5)		- -	-	-
6.4	Exclusion of expenses related to allocations to tax-related provisions (5)		- -	-	-
2.7	Exclusion of the net gain on refinancing (IFRS 9) (9)	(1.9)	1.6	(0.8)	1.0
103.6	Adjusted profit attributable to the owners of the parent	69.7	67.5	16.3	13.5

1. Ancillary charges pertaining to other non-recurring transactions and to the acquisitions that took place in 2020 in relation to operational wind farms in France.

2. 1. Reclassification for impact of IFRS 16.
3. 1. Donation. Reference is made to the information provided in the specific COVID-19 emergency section of this Report.
4. 1. Expenses related to corporate reorganisation of the Group, in particular to the simplification and rationalisation of the organisational-corporate structure of the Group in Italy and abroad.
5. 1. Allocation that took place in the period, related to the reappraisal of the tax-related risks on the wind business and partial release on the Provision for Businesses disposed of by the Group.
6. 1. Financial expenses correlated to the early closure of a Corporate loan and project financing as part of Liability Management activities concurrently with the launch of the first Green Bond in 2019.
7. 1. Reversal of the IRAP benefit deriving from the Relaunch Decree (Decreto Rilancio), which introduced the cancellation of the payment of the IRAP balance for the 2019 tax period.
8. 1. Exclusion of the positive effect related to the goodwill exemption for the Andromeda Business Combination (Solar) in 2019.
9. 1. The Group renegotiated a number of loans during the period. 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 3 million being accounted for in the first half of 2020. 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.

Income Statement 1st Half 2020

(EUR million)	Financial Statement	Adjustment for IFRS 16	Adjustment for IFRS 9	Reversal of special items	Financial Statement adjusted
Revenue	497.8	-	-	-	497.8
Other revenue	10.7	-	-	-	10.7
TOTAL REVENUE	508.5	-	-	-	508.5
Costs for purchase and change in inventories	(131.3)	-	-	-	(131.3)
Costs for services and other operating costs	(79.8)	(5.3)	-	3.4	(81.6)
Cost of labour	(32.6)	-	-	-	(32.6)
EBITDA	264.9	(5.3)	-	3.4	263.0
Amortisation, depreciation and write-downs of fixed assets	(152.8)	3.4	-	-	(149.4)
EBIT	112.1	(1.9)	-	3.4	113.6
Net financial income (expenses)	(24.8)	1.9	(2.5)	-	(25.4)
Net income (loss) from equity investments	0.1	-	-	-	0.1
Profit before taxes	87.3	0.0	(2.5)	3.4	88.3
Income taxes	(13.6)	-	0.6	(4.2)	(17.2)
Net result from continued operations	73.7	0.0	(1.9)	(0.8)	71.1
Net result from asset sold	-	-	-	-	-
Profit for the period before minorities	73.7	0.0	(1.9)	(0.8)	71.1
Minority interests	(1.3)	-	-	-	(1.3)
Group's net profit (loss)	72.4	0.0	(1.9)	(0.8)	69.7

Income Statement 1st Half 2019

(EUR million)	Values in Consolidated Financial Statement	Adjustment for IFRS 16	Adjustment for IFRS 9	Reversal of special items	Consolidated Financial Statement adjusted
Revenues from ordinary operations	530.4	-	-	-	530.4
Other revenues and income	6.3	-	-	-	6.3
TOTAL REVENUES	536.8	-	-	-	536.8
Costs for purchase	(146.6)	-	-	-	(146.6)
Costs for services and other operating costs	(91.2)	(3.9)	-	10.3	(84.8)
Cost of labour	(34.1)	-	-	2.1	(32.0)
EBITDA	264.9	(3.9)	-	12.4	273.4
Amortisation, depreciation and write-downs of fixed assets	(148.4)	3.1	-	-	(145.3)
EBIT	116.5	(0.8)	-	12.4	128.1
Net financial income (expenses)	(105.2)	1.6	2.1	68.7	(32.8)
Net income (loss) from equity investments	(0.3)	-	-	0.3	0.1
Profit before taxes	11.1	0.8	2.1	81.4	95.3
Income taxes	(8.5)	(0.2)	(0.5)	(18.0)	(27.2)
Net result from continued operations	2.5	0.6	1.6	63.4	68.1
Net result from asset sold	-	-	-	-	-
Profit for the period before minorities	2.5	0.6	1.6	63.4	68.1
Minority interests	(0.6)	-	-	-	(0.6)
Group's net profit (loss)	1.9	0.6	1.6	63.4	67.5

Reclassified statement of financial position at 30 June 2020

(EUR million)	Values in Consolidated Financial Statement	Adjustment for IFRS 16	Consolidated Financial Statement adjusted
Intangible of non-current assets	1,084.1	-	1,084.1
Property, plant and equipment	2,289.8	(76.7)	2,213.1
Equity investments and other non current assets	52.3	-	52.3
Non current assets	3,426.2	(76.7)	3,349.6
Inventories	23.0	-	23.0
Trade receivables	188.6	-	188.6
Trade payables	(59.2)	-	(59.2)
Excise duties payables to tax authorities	(2.7)	-	(2.7)
Net working capital	149.6	-	149.6
Provisions for employee benefits	(5.2)	-	(5.2)
Other assets	240.3	1.8	242.1
Other liabilities	(500.5)	-	(500.5)
Net invested capital	3,310.4	(74.9)	3,235.5
Equity attributable to the owners of the parent	1,72 0.6	1.4	1,722.0
Non controlling interests	10.6	-	10.6
Medium-long term financial indebtedness	2,083.4	(69.8)	2,013.57
Short term net financial indebtedness	(504.2)	(6.5)	(510.68)
Equity and financial debt	3,310.4	(74.9)	3,235.5

Reclassified statement of financial position at 31 December 2019

(EUR million)	Values in Consolidated	Adjustment for IFRS	Consolidated Financial Statement
	Financial Statement	16	adjusted
Intangible of non-current assets	1,110.7	-	1,110.7
Property, plant and equipment	2,336.3	(78.5)	2,257.9
Equity investments and other non current assets	53.6	-	53.6
Non current assets	3,500.6	(78.5)	3,422.2
Inventories	22.3	-	22.3
Trade receivables	193.5	-	193.5
Trade payables	(87.8)	-	(87.8)
Excise duties payables to tax authorities	(2.3)	-	(2.3)
Net working capital	125.6	-	125.6
Provisions for employee benefits	(5.4)	-	(5.4)
Other assets	323.9	1.9	325.9
Other liabilities	(604.8)	-	(604.8)
Net invested capital	3,340.1	(76.5)	3,263.5
Equity attributable to the owners of the parent	1,77 4.6	1.0	1,775.6
Non controlling interests	11.5	-	11.5
Medium-long term financial indebtedness	2,100.9	(70.1)	2,030.79
Short term net financial indebtedness	(547.0)	(7.4)	(554.39)
Equity and financial debt	3,340.1	(76.5)	3,263.5

Reclassified statement of financial position at 30 June 2019

(EUR million)	Values in Consolidated	Adjustment for IFRS	Consolidated Financial Statement
	Financial Statement	16	adjusted
Intangible of non-current assets	1,046.1	-	1,046.1
Property, plant and equipment	2,445.0	(73.1)	2,371.8
Equity investments and other non current assets	54.2	-	54.2
Non current assets	3,545.2	(73.1)	3,472.1
Inventories	22.4	-	22.4
Trade receivables	278.7	-	278.7
Trade payables	(74.0)	-	(74.0)
Excise duties payables to tax authorities	(1.6)	-	(1.6)
Net working capital	225.5	-	225.5
Provisions for employee benefits	(5.6)	-	(5.6)
Other assets	330.4	3.4	333.8
Other liabilities	(622.4)	-	(622.4)
Net invested capital	3,473.1	(69.7)	3,403.4
Equity attributable to the owners of the parent	1,72 2.4	0.6	1,722.9
Non controlling interests	18.2	-	18.2
Medium-long term financial indebtedness	2,101.9	(65.9)	2,036.05
Short term net financial indebtedness	(369.3)	(4.4)	(373.70)
Equity and financial debt	3,473.1	(69.7)	3,403.4