Informazione Regolamentata n. 0118-50-2022		Data/Ora Ricezione 11 Novembre 2022 11:55:26	Euronext Milan
Societa'	:	ERG
Identificativo Informazione Regolamentata	:	169314
Nome utilizzatore	:	ERGN01 - Marescotti
Tipologia	:	3.1
Data/Ora Ricezione	:	11 Novembre 2022 11:55:26
Data/Ora Inizio Diffusione presunta	:	11 Novembre 2022 11:55:28
Oggetto	:	nove mesi e terzo trimestre 2022-BoD	Il CdA approva risultati consolidati dei primi approves approves the consolidated results
Testo del comunicato

Vedi allegato.

ERG S.P.A. Torre WTC via De Marini, 1 - 16149 Genova Tel 0102401 - Fax 0102401585 www.erg.eu

SEDE LEGALE via De Marini, 1 16149 Genova

Comunicato stampa

Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. approva risultati consolidati dei primi nove mesi 2022 e del terzo trimestre 2022

Terzo trimestre 2022:

MOL consolidato adjusted1 : 133 milioni di euro, 75 milioni nel terzo trimestre 2021 proforma2. Risultato netto attività continue adjusted: 51 milioni di euro, 13 milioni nel terzo trimestre 2021 proforma.

Primi nove mesi del 2022:

MOL consolidato adjusted: 411 milioni di euro, 254 milioni nei primi nove mesi 2021 proforma. Risultato netto attività continue adjusted: 174 milioni di euro, 66 milioni nei primi nove mesi 2021 proforma.

• Risultati in crescita: il Gruppo conferma il trend di crescita già registrato nella prima parte dell'anno con risultati operativi molto positivi per effetto, in particolare, del contributo dei nuovi asset frutto di operazioni di M&A e di sviluppi organici.
• Crescita portafoglio rinnovabile: continua l'accelerazione dell'execution del piano ed il reinvestimento dei proventi dell'asset rotation. Nei nove mesi sono stati investiti 823 milioni di euro in nuova capacità rinnovabile per complessivi 571 MW entrati progressivamente nel portafoglio di Gruppo rispetto al 30 settembre 2021.
• Green Finance: nel mese di ottobre è stata sottoscritta la prima linea di credito revolving "Sustainability-Linked" correlata a specifici obiettivi ESG di crescita del portafoglio rinnovabile e D&I, per 600 milioni di euro e durata triennale, per rafforzare e aggiungere flessibilità alla struttura finanziaria del Gruppo.

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

² Il dato relativo al 2021 è stato riesposto, solo ai fini comparativi, in considerazione dell'importante processo di trasformazione del portafoglio del Gruppo, riclassificando pertanto nella riga "Attività destinate ad essere cedute" il contributo del business idroelettrico e termoelettrico in applicazione dell'IFRS 5.

• ESG: ERG inserita fra i Top 2% della classifica mondiale Moody's ESG Solutions che conferma il Rating "Advanced" per il terzo anno consecutivo. Ulteriore rafforzamento del modello di governance ESG con l'introduzione della "Policy per il contrasto agli episodi di Violenza, Molestie e Bullismo nei luoghi di lavoro" per un approccio sempre più inclusivo. Aggiornamento della Sustainability Policy che include ora una sezione biodiversity, in linea con i Principi Internazionali.
• Cessione CCGT: ERG conferma il piano per la vendita del CCGT anche dopo il diniego da parte dell'Autorità Garante della concorrenza e del mercato alla cessione dell'asset ad ENEL. L'impianto, rendicontato in IFRS 5, nei nove mesi ha registrato un MOL in forte crescita a 52 milioni di euro (29 milioni nell'analogo periodo 2021), anche grazie all'avvio dal 2022 del regime ad alta cogenerazione.
• Guidance 2022: in un contesto normativo reso incerto da potenziali interventi governativi sui mercati Europei dell'energia, rivediamo al rialzo la previsione per il margine operativo lordo, che è ora compresa in un intervallo tra 520 e 550 milioni di Euro (in precedenza 485-515 milioni); confermati gli investimenti tra 900 milioni e 1 miliardo di Euro, in leggero calo l'indebitamento finanziario netto tra i 1.500 e i 1.600 milioni di Euro (in precedenza 1.550-1.650 milioni)3.

Genova, 11 Novembre 2022 – Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A., riunitosi oggi, ha approvato i risultati consolidati dei primi nove mesi 2022 e del terzo trimestre 2022.

Paolo Merli Amministratore Delegato di ERG ha commentato:

"I risultati del terzo trimestre, in linea con quanto già visto nella prima parte dell'anno, sono stati in forte crescita rispetto allo stesso periodo del 2021 grazie principalmente alla maggiore capacità installata in servizio nel periodo con quasi 600 MW addizionali, tra Eolico e Solare, in varie geografie. Lo sforzo di ERG è testimoniato dai significativi investimenti in sviluppo nei primi nove mesi del 2022 con oltre 800 milioni di euro, circa il doppio del margine operativo lordo registrato nello stesso periodo, a riprova della fase espansiva del Gruppo. In questo contesto, incrementiamo ulteriormente la guidance del margine operativo lordo e al contempo riduciamo la previsione per l'indebitamento, mentre confermiamo gli investimenti nell'intervallo tra i 900 milioni e 1 miliardo di euro che ci permetteranno di raggiungere una capacità installata di circa 3.000 MW già a fine anno o al più tardi ad inizio 2023".

³ Vedasi comunicato stampa del 23 settembre 2022.

HIGHLIGHTS

III Trimestre		(milioni di Euro)		9 Mesi
2022	2021(3)	PRINCIPALI DATI ECONOMICI ADJUSTED (1)	2022	2021(3)
188	123	Ricavi	562	382
133	75	Margine operativo lordo	411	254
75	25	Risultato operativo netto	245	105
51	13	Risultato netto attività continue	174	66
67	31	Risultato netto	194	131
64	30	di cui Risultato netto di Gruppo	190	130

54 9 Risultato netto di Gruppo Reported (2) 459 101

PRINCIPALI DATI FINANZIARI ADJUSTED (1)

3.140	3.424	Capitale investito netto attività continue (4)	3.140	3.424
1.831	1.595	Patrimonio netto	1.831	1.595
1.542	1.829	Indebitamento finanziario netto attività continue (4)	1.542	1.829
254	269	di cui Project Financing non recourse (5)	254	269
46%	53%	Leva finanziaria	46%	53%

71%	61%	Ebitda Margin %	73%	66%

DATI OPERATIVI

2.760	2.188	Totale capacità installata a fine periodo	MW	2.760	2.188
970	783	Totale produzioni di energia elettrica	GWh	3.625	2.892
1.440	1.234	Capacità installata Italia a fine periodo	MW	1.440	1.234
493	456	Produzione di energia elettrica in Italia	GWh	1.745	1.640
600	476	Capacità installata Francia a fine periodo	MW	600	476
187	162	Produzione di energia elettrica in Francia	GWh	733	597
327	272	Capacità installata Germania a fine periodo	MW	327	272
82	71	Produzione di energia elettrica in Germania	GWh	403	279
70	-	Capacità installata UK a fine periodo	MW	70	-
30	-	Produzione di energia elettrica in UK	GWh	145	-
92	-	Capacità installata Spagna a fine periodo	MW	92	-
58	-	Produzione di energia elettrica in Spagna	GWh	145	-
231	206	Capacità installata in East Europe	MW	231	206
120	94	Produzione di energia elettrica in East Europe	GWh	454	375
605	49	Investimenti (6)	milioni di Euro	823	350
574	521	Dipendenti a fine periodo (7)	Unità	574	521

(1) Gli indicatori economici adjusted non includono gli special items e le relative imposte teoriche correlate.

(2) Gli indicatori economici reported sono calcolati sulla base degli schemi di bilancio ed includono gli special items e le relative imposte teoriche correlate.

(3) I valori 2021 proforma sono riesposti in applicazione del principio contabile IFRS5, riclassificando i contributi dei business termoelettrico ed idroelettrico alla voce "Risultato netto attività destinate ad essere cedute".

(4) L'indebitamento finanziario netto attività continue adjusted e il Capitale Investito Netto attività continue adjusted sono rappresentati al netto degli effetti derivanti dall'applicazione dell'IFRS 16.

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

(6) In impianti, immobili e macchinari ed altre immobilizzazioni immateriali. Comprendono inoltre gli investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition pari a 610 milioni.

(7) ll numero dei dipendenti del 2022 non include le 144 persone dedicate a garantire il funzionamento della centrale cogenerativa CCGT. Analogamente il numero dei dipendenti del 2021 non comprende le 133 persone incluse nel perimetro idroelettrico ceduto ad ENEL Produzione S.p.A. e le 144 persone dedicate al business termoelettrico.

	III Trimestre (milioni di Euro)		9 Mesi
2022	2021(3)	RICAVI NETTI UNITARI (8)		2022	2021(3)
183	140	Italia - Eolico	Euro/MWh	139	128
372	346	Italia - Solare	Euro/MWh	346	334
95	89	Francia - Eolico	Euro/MWh	92	89
97	82	Francia - Solare	Euro/MWh	97	82
179	118	Germania - Eolico	Euro/MWh	150	102
66	-	UK - Eolico	Euro/MWh	159	-
111	-	Spagna - Solare	Euro/MWh	130	-
249	111	East Europa - Eolico	Euro/MWh	186	89

(8) 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 i costi di sbilanciamento.

COMMENTO AI RISULTATI DEL PERIODO

Terzo Trimestre

Nel terzo trimestre 2022 i ricavi adjusted sono pari a 188 milioni e registrano un incremento di 65 milioni rispetto al terzo trimestre 2021 proforma (123 milioni), principalmente per effetto delle maggiori produzioni (nel periodo pari a 1,0 TWh, in crescita del 24%) riconducibili alla maggiore capacità installata (571 MW di cui 389 MW eolico e 182 MW solari) sia a seguito delle recenti acquisizioni avvenute nel terzo trimestre 2022 in Italia4 e all'estero nel quarto trimestre 20215, che all'entrata in esercizio dei parchi sviluppati internamente in Regno Unito, Francia e Polonia nel corso del 2022. I maggiori prezzi di mercato hanno influito solo in parte sui risultati in quanto il Gruppo adotta una policy di copertura che prevede vendite attraverso tariffe fisse, contratti PPA a condizioni prestabilite e vendite a termine tramite contratti derivati di natura finanziaria di copertura.

Il margine operativo lordo adjusted6 , al netto degli special items, si attesta a 133 milioni, in aumento di 58 milioni rispetto ai 75 milioni registrati nel terzo trimestre 2021 proforma. In sintesi:

ITALIA

• Eolico (+19 milioni): margine operativo lordo pari a 59 milioni, in aumento rispetto al terzo trimestre 2021 proforma (40 milioni) a seguito del contributo dei neoacquisiti asset eolici (172 MW), consolidati integralmente dal 1°agosto (22 milioni), in parte compensati dalla minor ventosità riscontrata nel periodo (404 GWh nel terzo trimestre 2022 di cui 54 GWh derivanti dai nuovi parchi rispetto al 384 GWh del 2021). L'effetto prezzi, al netto della nuova capacità installata, risulta sostanzialmente neutrale rispetto al terzo trimestre del 2021 in quanto l'aumento dello scenario prezzi è stato in gran parte compensato dal minor valore dell'incentivo e dai derivati di copertura.
• Solare (+8 milioni): margine operativo lordo pari a 31 milioni, in aumento rispetto al terzo trimestre 2021 proforma (23 milioni) riconducibile alla maggiore capacità installata (34 MW) a seguito dell'acquisizione di 18 impianti fotovoltaici, consolidati dal 1° luglio e per effetto dei maggiori volumi registrati (89 GWh nel terzo

⁴ Si precisa che gli impianti solari acquisiti da ABN Amro Sustainable Impact PE B.V. (per complessivi 34 MW) sono consolidati integralmente a partire dal 1°luglio 2022, mentre gli impianti eolici acquisiti da EDP Renewables Italia Holding S.r.l. (per complessivi 172 MW) sono consolidati integralmente a partire dal 1°agosto 2022.

⁵ Si ricorda che nel quarto trimestre 2021 il Gruppo ha acquisito un portafoglio rinnovabile in operations di 152 MW in Francia e Germania

⁶ Il margine operativo lordo adjusted è rappresentato al netto degli effetti positivi derivanti dall'applicazione dell'IFRS 16, pari a circa 3 milioni, agli altri effetti negativi degli special items per circa 17 milioni. Il margine operativo lordo adjusted non include il contributo del business termoelettrico, considerato in corso di cessione e riclassificato alla voce "Risultato netto attività destinate ad essere cedute".

trimestre 2022 di cui 14 GWh derivanti dai nuovi parchi rispetto al 72 GWh del 2021). L'effetto scenario prezzi, al netto dei derivati di copertura e dell'effetto perimetro, è risultato sostanzialmente neutro.

ESTERO

• Eolico (+25 milioni): margine operativo lordo pari a 41 milioni, in aumento rispetto al terzo trimestre 2021 proforma (16 milioni) per il pieno contributo dei 217 MW di nuova capacità, per effetto dei migliori prezzi catturati in alcune geografie ed alla maggiore ventosità riscontrata in East Europe.
• Solare (+7 milioni): margine operativo lordo pari a 8 milioni nel terzo trimestre 2022 grazie al pieno contributo dei parchi consolidati in Francia (57 MW) ad ottobre 2021 e dei nuovi parchi acquisiti in Spagna (92 MW) a gennaio 2022.

Complessivamente l'effetto perimetro legato ai nuovi MW operativi è pari a 44 milioni.

Si segnala che il margine operativo lordo complessivo risente delle politiche di copertura dei prezzi dell'energia elettrica effettuate in linea con le risk policy del Gruppo. Si precisa che, in ottemperanza alla politica di rischio, la maggior parte delle produzioni merchant sull'anno 2022 risultano vendute a termine e, pertanto, si segnalano impatti limitati derivanti dall'applicazione dell'art.15-bis del D.L. 4/2022 (Sostegni-Ter), che prevede meccanismi di compensazione a due vie sulla base di un prezzo di riferimento, sostanzialmente allineato ai prezzi delle coperture in essere. In particolare, gli oneri del periodo, pari a circa 6 milioni iscritti tra gli special items, si riferiscono ai neoacquisiti parchi solari preventivamente non oggetto delle coperture 2022.

Il risultato operativo netto adjusted è stato pari a 75 milioni (25 milioni nel terzo trimestre 2021 proforma) dopo ammortamenti per 59 milioni, in aumento rispetto al 2021 (51 milioni) principalmente a seguito del contributo degli asset eolici e fotovoltaici acquisiti in Italia e all'estero, oltreché del pieno contributo dei nuovi parchi entrati in operatività in Regno Unito, Francia e Polonia sviluppati internamente, solo in parte compensati da minori ammortamenti per il raggiunto termine della vita utile di alcune componenti di parchi eolici in Italia.

Il risultato netto delle attività continue adjusted è pari a 51 milioni in sensibile aumento rispetto al terzo trimestre 2021 proforma (13 milioni) in considerazione dei già commentati risultati operativi ed i minori oneri finanziari, in riduzione a seguito del pieno contributo delle operazioni di liability management effettuate nel corso del secondo semestre 2021.

Si precisa che la voce non include l'impatto della normativa "Windfall Tax"⁷ in Romania (oneri per 8 milioni, al netto delle relative imposte), degli effetti dell'applicazione dell'art.15-bis del D.L. 4/2022 (Sostegni-Ter) (oneri per 4 milioni, al netto delle relative imposte) e dell'art.37 del D.L. 21/2022 in Italia pari a circa 1 milione; tali poste, di carattere straordinario e temporaneo, sono state isolate come special items.

Il risultato netto di Gruppo adjusted, inclusivo anche del contributo di ERG Power S.r.l8., proprietaria dell'impianto CCGT rilevato nelle attività discontinue in base alle regole dell'IFRS 5, è stato pari a 64 milioni, in sensibile aumento rispetto al risultato del 2021 (30 milioni), in considerazione dei già commentati migliori risultati operativi ed i minori oneri finanziari.

Il risultato netto di Gruppo è stato pari a 54 milioni in sensibile aumento rispetto ai 9 milioni del terzo trimestre 2021 proforma. Il risultato beneficia dei già commentati migliori risultati operativi e comprende altresì i già citati effetti legati alle misure impositive urgenti in materia di contenimento dei prezzi dell'energia (pari a circa 14 milioni), in particolare in Italia ed in Romania ed il contributo di ERG Power S.r.l., proprietaria dell'impianto CCGT per il quale è prevista la cessione.

Nel terzo trimestre 2022, gli investimenti sono stati pari a 605 milioni (49 milioni nel terzo trimestre 2021 proforma) e si riferiscono principalmente all'acquisizione di parchi solari (118 milioni) ed eolici (396 milioni) in Italia ed al proseguimento delle attività di sviluppo organico (91 milioni rispetto ai 49 milioni nel terzo trimestre 2021 proforma), in particolare le costruzioni dei parchi eolici in UK per circa 179 MW, Polonia per 36 MW e Svezia per 62 MW, all'avvio delle attività di costruzione in Italia per 47 MW Greenfield e di Repowering sui parchi italiani per circa 193 MW di nuova capacità eolica. Sul solare Italia proseguono le attività di revamping degli impianti, volte a garantire una maggiore efficienza degli stessi.

L'indebitamento finanziario netto per "attività continue" adjusted risulta pari a 1.542 milioni, in aumento (+524 milioni) rispetto al 30 giugno 2022 (1.019 milioni). La variazione riflette l'impatto delle recenti acquisizioni in Italia (514 milioni), gli investimenti del trimestre (91 milioni) principalmente legati al completamento dei parchi eolici nel Regno Unito, Polonia e Svezia, in parte compensato dal positivo flusso di cassa del periodo (79 milioni9 ), oltreché dalla variazione di area di consolidamento con l'uscita del business termoelettrico, rendicontato tra le attività discontinue. Si segnala che ERG Power, proprietaria dell'impianto CCGT, presenta una posizione debitoria al 30 settembre 2022 pari a 6 milioni di Euro.

Si precisa inoltre che l'indebitamento di fine periodo riflette il fair value negativo dei future commodities di circa 310 milioni (216 milioni al 30 giugno 2022).

⁷ Integrata dalla Solidarity Tax a settembre 2022.

⁸ A partire dalla presente informativa trimestrale, i risultati adjusted delle discontinued operations includono il pieno contributo degli ammorta-

menti del business termoelettrico. Il terzo trimestre è stato pertanto calcolato in coerenza con quanto indicato.

⁹ Include il margine operativo lordo adjusted, la variazione del capitale circolante e i proventi (oneri) finanziari netti.

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 settembre 2022 a 159 milioni.

Primi nove mesi

Nei primi nove mesi del 2022 i ricavi adjusted sono pari a 562 milioni e registrano un incremento di 180 milioni rispetto ai primi nove mesi del 2021 proforma (382 milioni), il cui contributo più significativo è riconducibile alla maggiore capacità di 571 MW (di cui 389 MW eolico e 182 MW solari) a seguito delle recenti acquisizioni in Italia10 e all'estero effettuate nel corso del 2022 e nel quarto trimestre 2021, oltreché all'entrata in esercizio dei parchi sviluppati internamente ed operativi nel corso dell'esercizio. Le produzioni sono risultate pari a 3,6 TWh, in crescita del 25% (0,7 TWh) rispetto al 2021, per effetto dei volumi derivanti dalla maggiore capacità installata e delle migliori condizioni anemologiche registrate nel periodo. I maggiori prezzi di mercato hanno influito solo in parte sui risultati in quanto il gruppo adotta una policy di copertura che prevede vendite attraverso tariffe fisse, contratti PPA a condizioni prestabilite e contratti finanziari di copertura.

Il margine operativo lordo adjusted¹¹, al netto degli special items, si attesta a 411 milioni, in aumento di 157 milioni rispetto ai 254 milioni registrati nei nove mesi 2021 proforma. In sintesi:

ITALIA

• Eolico (+27 milioni): margine operativo lordo pari a 172 milioni, in aumento rispetto ai primi nove mesi 2021 proforma (145 milioni) a seguito del contributo dei neoacquisiti asset eolici, consolidati integralmente dal 1°agosto (+22 milioni) e per effetto della maggior ventosità riscontrata (1.533 GWh nei primi nove mesi del 2022 di cui 54 GWh derivanti dai nuovi asset rispetto al 1.454 GWh del 2021). Al netto dell'effetto perimetro, i prezzi di vendita catturati risultano sostanzialmente in linea in quanto l'effetto scenario prezzi è stato compensato dal minor valore dell'incentivo e dai derivati di copertura.
• Solare (+11 milioni): margine operativo lordo pari a 67 milioni, in aumento rispetto ai primi nove mesi del 2021 proforma (57 milioni) principalmente per effetto della maggiore capacità installata (34 MW) a seguito dell'acquisizione di 18 impianti fotovoltaici, consolidati dal 1°luglio e per effetto dei maggiori volumi registrati (212 GWh nei primi nove mesi del 2022 di cui 14 GWh derivanti dal consolidamento dei nuovi asset rispetto a 186GWh del 2021). L'effetto scenario prezzi, al netto dei derivati di copertura, è risultato sostanzialmente neutro.

¹⁰ Si precisa che gli impianti solari acquisiti da ABN Amro Sustainable Impact PE B.V. (per complessivi 34 MW) sono consolidati integralmente a partire dal 1°luglio 2022, mentre gli impianti eolici acquisiti da EDP Renewables Italia Holding S.r.l. (per complessivi 172 MW) sono consolidati integralmente a partire dal 1°agosto 2022.

¹¹ Il margine operativo lordo adjusted è rappresentato al netto degli effetti positivi derivanti dall'applicazione dell'IFRS 16, pari a circa 9 milioni, agli altri effetti negativi degli special items per circa 25 milioni. Si precisa che il margine operativo lordo adjusted non include il contributo del business termoelettrico, in corso di cessione, riclassificato alla voce "Risultato netto attività destinate ad essere cedute".

ESTERO

• Eolico (+99 milioni): margine operativo lordo pari a 167 milioni, in aumento rispetto ai primi nove mesi 2021 proforma (68 milioni) per il contributo dei 217 MW di nuova capacità, per effetto dei migliori prezzi catturati in alcune geografie ed alla maggiore ventosità riscontrata in East Europe e Germania.
• Solare (+21 milioni): margine operativo lordo pari a 21 milioni grazie al contributo sull'intero anno dei parchi consolidati in Francia (79 MW) nel secondo semestre 2021 e dei nuovi parchi acquisiti in Spagna (92 MW) a gennaio 2022.

Complessivamente l'effetto perimetro legato ai nuovi MW operativi è pari a 91 milioni.

Si segnala che il margine operativo lordo complessivo risente delle politiche di copertura dei prezzi dell'energia elettrica effettuate in linea con le risk policy del Gruppo. Si precisa che, in ottemperanza alla politica di rischio, la maggior parte delle produzioni merchant sull'anno 2022 risultano vendute a termine e pertanto, si segnalano impatti limitati derivanti dall'applicazione dell'art.15-bis del D.L. 4/2022 (Sostegni-Ter), che prevede meccanismi di compensazione a due vie sulla base di un prezzo di riferimento, sostanzialmente allineato ai prezzi delle coperture in essere. In particolare, gli oneri del periodo, pari a circa 6 milioni iscritti tra gli special items, si riferiscono ai neoacquisiti parchi solari preventivamente non oggetto delle coperture 2022.

Il risultato operativo netto adjusted è stato pari a 245 milioni (105 milioni nei primi nove mesi del 2021 proforma) dopo ammortamenti per 166 milioni, in aumento rispetto al 2021 (149 milioni) principalmente a seguito del contributo degli asset eolici e fotovoltaici acquisiti in Italia e all'estero, oltreché del pieno contributo dei nuovi parchi in Regno Unito, Francia e Polonia sviluppati internamente, solo in parte compensati da minori ammortamenti per il raggiunto termine della vita utile di alcune componenti di parchi eolici in Italia.

Il risultato netto delle attività continue adjusted è pari a 174 milioni in sensibile aumento rispetto ai primi nove mesi del 2021 proforma (66 milioni) in considerazione dei già commentati risultati operativi ed i minori oneri finanziari, in riduzione a seguito del pieno contributo delle operazioni di liability management effettuate nel corso del 2021. Si precisa che la voce non include l'impatto dell'applicazione della normativa "Windfall Tax"12 in Romania (oneri per 13 milioni, al netto delle relative imposte), degli effetti dell'applicazione dell'art.15-bis del D.L. 4/2022 (Sostegni-Ter) (oneri per 4 milioni, al netto delle relative imposte) e l'impatto derivante dall'art.37 del D.L. 21/2022 in Italia pari a circa 37 milioni¹³; tali poste, di carattere straordinario e temporaneo, sono state isolate come special items.

¹² Integrata dalla Solidarity Tax a settembre 2022.

¹³ Tale impatto è calcolato sulla base di un'aliquota pari al 25% per il periodo intercorrente tra il 1°ottobre 2021 e il 30 aprile 2022. L'importo indicato considera il perimetro relativo le attività continue, non comprensivo pertanto di ulteriori 4 milioni relativi al business termoelettrico, in corso di cessione, rilevato nelle attività discontinue.

Il risultato netto di Gruppo adjusted, inclusivo anche del contributo di ERG Power S.r.l14, proprietaria dell'impianto CCGT rilevato nelle attività discontinue in base alle regole dell'IFRS 5, è stato pari a 190 milioni, in sensibile aumento rispetto al risultato del 2021 (130 milioni), in considerazione dei già commentati migliori risultati operativi ed i minori oneri finanziari.

Il risultato netto di Gruppo è stato pari a 459 milioni in aumento rispetto ai 101 milioni dei nove mesi 2021 proforma. Il risultato comprende principalmente la plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni avvenuta in data 3 gennaio 2022 (pari a circa 324 milioni), nonché la svalutazione degli asset eolici oggetto di Repowering (pari a circa 5 milioni) ed i costi legati alle operazioni di liability management effettuate nel corso del 2022 (pari a circa 2 milioni), oltreché i già citati effetti legati alle misure impositive urgenti in materia di contenimento dei prezzi dell'energia, in particolare in Italia ed in Romania (pari a 54 milioni) ed il contributo di ERG Power S.r.l., proprietaria dell'impianto CCGT, riclassificato alla riga "attività destinate ad essere cedute".

Nei primi nove mesi del 2022, gli investimenti sono stati pari a 823 milioni (350 milioni nei primi nove mesi del 2021 proforma) e si riferiscono principalmente all'acquisizione di parchi solari (118 milioni) ed eolici (396 milioni) in Italia e di parchi solari in Spagna (96 milioni) avvenuta nel mese di gennaio 2022, alle attività di sviluppo organico (194 milioni di Euro rispetto ai 162 milioni nei primi nove mesi del 2021 proforma), in particolare correlate al completamento dei parchi eolici in UK per circa 179 MW, Polonia per 61 MW (di cui 24,5MW entrati in funzione nel mese di giugno e 36 MW nel mese di ottobre), Francia 20 MW (entrati in funzione nel mese di giugno) e Svezia per 62 MW, all'avvio delle attività di costruzione in Italia per 47 MW Greenfield e di Repowering sui parchi italiani per circa 193 MW di nuova capacità eolica. Sul solare Italia proseguono le attività di revamping degli impianti (12 milioni), volte a garantire una maggiore efficienza degli stessi. Inoltre, proseguono gli investimenti nell'area ICT e nei progetti minori di mantenimento.

L'indebitamento finanziario netto per "attività continue" adjusted risulta pari a 1.542 milioni, in diminuzione (-509 milioni) rispetto al 31 dicembre 2021 (2.051 milioni). La variazione riflette principalmente l'incasso avvenuto a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni (1.265 milioni) e dal positivo flusso di cassa del periodo (378 milioni¹⁵), in parte compensato dalle acquisizioni in Italia e Spagna (610 milioni), dagli investimenti del periodo (213 milioni), dai dividendi distribuiti agli azionisti (136 milioni), dal pagamento delle imposte (49 milioni)16, oltreché dalla variazione di area di consolidamento con l'uscita del business idroelettrico e termoelettrico,

¹⁴ Si precisa che, a partire dalla presente informativa trimestrale, i risultati adjusted delle discontinued operations includono il pieno contributo degli ammortamenti del business termoelettrico.

¹⁵ Include il margine operativo lordo adjusted, la variazione del capitale circolante e i proventi (oneri) finanziari netti.

¹⁶ L'importo include il pagamento dell'acconto ai sensi dell'art.37 del D.L. n.21/2022 pari a circa 15 milioni.

quest'ultimo rendicontato tra le attività discontinue. Si segnala che ERG Power S.r.l., proprietaria dell'impianto CCGT, presenta una posizione debitoria al 30 settembre 2022 pari a 6 milioni di Euro.

Si precisa inoltre che l'indebitamento di fine periodo riflette il fair value negativo dei future commodities di circa 310 milioni (344 milioni al 31 dicembre 2021).

L'indebitamento finanziario netto adjusted è rappresentato al netto degli effetti derivanti dall'applicazione dell'I-FRS 16, non includendo pertanto l'attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione pari al 30 settembre 2022 a 159 milioni.

BASIS FOR PREPARATION

Informativa trimestrale

Il presente comunicato sui risultati consolidati del Gruppo ERG relativi ai primi nove mesi 2022 e al terzo trimestre 2022 è stato redatto su base volontaria in ottemperanza a quanto stabilito dall'art. 82‐ter del Regolamento Emittenti (Delibera CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni).

Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie, laddove non diversamente indicato, sono state redatte conformemente ai criteri di valutazione e di misurazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standards (IFRS). I criteri di rilevazione e valutazione adottati nella preparazione dei risultati dei primi nove mesi 2022 e del terzo trimestre 2022 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2021 e del Bilancio Semestrale Abbreviato 2022 ai quali si rinvia. Gli importi riportati nel presente documento, se non diversa-

mente indicati, sono espressi in Euro.

Settori operativi

Si ricorda che,a seguito dell'importante processo di Asset Rotation avviato nel 2021 con la cessione del business idroelettrico, a partire dal 2022, i risultati operativi sono esposti e commentati con riferimento alle diverse aree geografiche in cui ERG opera, in coerenza con le nuove metodologie interne di misurazione dei risultati del Gruppo, ed in linea con il Piano industriale 2022-2026 approvato dal Consiglio di Amministrazione in data 14 marzo 2022, finalizzato al reinvestimento delle risorse provenienti dalle dismissioni e alla strategia di crescita nel Wind & Solar attraverso una politica di diversificazione geografica e tecnologica.

Si precisa che i risultati, esposti per area geografica dal 2022, riflettono anche le attività di vendita dell'energia sui mercati effettuate dall'Energy Management di Gruppo, oltre all'adozione di efficaci coperture del margine di generazione. Queste ultime contemplano, tra l'altro, l'utilizzo di strumenti di copertura del rischio prezzo da parte dell'Energy Management: per una più chiara rappresentazione dei business a livello di area geografica e, in subordine, per tecnologia, i risultati dell'eolico e del solare includono le coperture effettuate relativamente alle fonti rinnovabili ("RES").

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".

Sono altresì definiti "Risultati reported" i risultati che includono le componenti reddituali significative aventi natura non usuale

(special items).

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

Finalizzazione della cessione del Business Idroelettrico

In data 3 gennaio 2022 ERG ha perfezionato il closing con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell'intero capitale di ERG Hydro S.r.l. in linea con quanto comunicato in data 2 agosto 2021, a seguito dell'approvazione dell'Autorità Antitrust italiana ed il positivo completamento della procedura golden power presso la Presidenza del Consiglio dei Ministri. Il corrispettivo è stato pari a circa €1,265 miliardi, inclusivo della valorizzazione del mark to market di alcuni derivati di copertura inclusi nel perimetro e relativi a parte dell'energia prodotta in futuro dagli impianti di ERG Hydro S.r.l. L'accordo di compravendita prevede un ulteriore meccanismo di aggiustamento prezzo nel corso del 2022 in base ai valori effettivi, rilevati alla data del closing, del capitale circolante netto, della posizione finanziaria netta e dell'effettivo livello delle riserve d'acqua di alcuni bacini di ERG Hydro S.r.l.

Accordo per la cessione del Business Termoelettrico

Nella prima metà dell'anno 2021 il Gruppo ERG ha portato avanti un processo di valutazione relativo all'opportunità di una potenziale Asset rotation degli impianti termoelettrici a sostegno di un'ulteriore accelerazione nella crescita ed evoluzione del proprio modello di business. Successivamente alla chiusura del primo semestre 2021, all'inizio del mese di luglio 2021 sono pervenute le offerte da parte degli operatori interessati.

Il Gruppo, presa visione delle indicazioni di mercato, ha proseguito il processo di valutazione dell'opportunità della potenziale cessione dell'impianto termoelettrico che, alla data del 31 dicembre 2021 (Reporting Date del Bilancio 2021) risultava ancora in corso di definizione. Alla Reporting Date, inoltre, l'impianto termoelettrico non risultava ancora disponibile per l'immediata vendita nelle sue condizioni correnti.

Nel corso del 2022 il management del Gruppo, ad esito degli approfondimenti eseguiti, ha avviato le trattative per la cessione dell'impianto termoelettrico, firmando in data 9 febbraio un accordo con Enel Produzione S.p.A. per la cessione dell'intero capitale di ERG Power S.r.l.

Il corrispettivo in termini di Enterprise Value, alla data del 31.12.2021, era pari a 188 milioni di Euro ed oggetto di successivo aggiustamento prezzo al closing, peraltro subordinato all'approvazione delle Autorità Antitrust competenti.

In data 23 settembre 2022, l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) non ha autorizzato la suddetta operazione.

In particolare, l'AGCM ha ritenuto, a seguito dell'attività istruttoria da essa condotta nel corso degli ultimi mesi, che l'operazione darebbe luogo alla costituzione e al rafforzamento di una posizione dominante in capo al compratore tale da eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza sui mercati rilevanti. La mancata approvazione dell'operazione da parte dell'AGCM ha determinato la conseguente inefficacia degli accordi sottoscritti da ERG Power Generation S.p.A. ed Enel Produzione S.p.A. in relazione alla cessione della partecipazione di ERG Power S.r.l. a causa del non verificarsi di una delle condizioni sospensive al closing.

ERG sta già ponendo in essere le attività necessarie ad avviare un nuovo processo competitivo finalizzato all'individuazione di un nuovo acquirente, valutando il percorso alternativo più efficiente per perseguire l'obiettivo strategico del Piano Industriale 2022-2026 di focalizzazione sul core business della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili attraverso la cessione di ERG Power S.r.l.

In considerazione di quanto sopra, nel presente Documento si è proceduto pertanto alla classificazione del risultato dei primi nove mesi delle Attività destinate ad essere cedute alla riga "Risultato netto attività destinate ad essere cedute" e alla classificazione negli schemi dei Net Asset delle Attività destinate ad essere cedute, in quanto risultano rispettate le condizioni previste dal paragrafo 12 dell'IFRS 5.

Valori economici 2021 proforma

A seguito di quanto sopraindicato, il confronto dei risultati dei primi nove mesi 2022 e del terzo trimestre 2022 con quelli dei corrispondenti periodi del 2021 risente in modo significativo dell'importante processo di trasformazione del portafoglio del Gruppo.

Pertanto, in coerenza con quanto stabilito dall'IFRS 5, si è proceduto a riesporre i dati comparativi 2021 indicando nella riga "Risultato netto delle attività destinate ad essere cedute" il contributo del business idroelettrico e termoelettrico.

Per ulteriori dettagli sulle modifiche effettuate si rimanda alla sezione "Alternative Performance Measures".

Rischi ed incertezze relativi all'evoluzione della gestione

In riferimento alle stime ed alle previsioni contenute nel presente documento ed in particolare nella sezione Evoluzione prevedibile della gestione, si evidenzia che i risultati effettivi potranno differire rispetto a quelli annunciati in relazione ad una molteplicità di fattori, tra cui: l'evoluzione futura dei prezzi, le performance operative degli impianti, le condizioni anemologiche, 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.

Consolidamento acquisizioni impianti solari ed eolici in Italia

Relativamente alle recenti acquisizioni, avvenute nel corso del terzo trimestre 2022, in occasione del presente documento si è proceduto ad effettuare un esercizio di Purchase Price Allocation in base alle informazioni disponibili; coerentemente con quanto indicato dall'IFRS 3 e in considerazione del ridotto periodo di tempo intercorso tra l'acquisizione e la predisposizione del presente documento, tale esercizio è da considerarsi provvisorio e suscettibile di modifiche e affinamenti. Maggiori dettagli in merito all'attribuzione dei plusvalori e i relativi effetti contabili saranno indicati nella Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2022. Al riguardo si ricorda che in base a quanto previsto dall'IFRS 3, la valutazione delle attività e passività potrà eventualmente essere oggetto di modifiche nei dodici mesi successivi alla data di acquisizione.

La presente informativa trimestrale riflette pertanto gli impatti del consolidamento integrale delle società solari ed eoliche neoacquisite nel corso del terzo trimestre. Per quanto riguarda l'acquisizione delle società solari da ABN Amro Sustainable Impact Fund PE B.V. (di seguito anche progetto Siena), il consolidamento è avvenuto dal 1°luglio 2022, mentre le società eoliche acquisite da EDP Renewables Italia Holding S.r.l., (di seguito anche progetto Donatello) sono consolidate dal 1° agosto 2022.

Attestazione Dirigente Preposto

Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Michele Pedemonte, dichiara ai sensi del comma 2, articolo 154-bis del Testo Unico della Finanza che l'informativa contabile contenuta nel presente documento corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

Il presente comunicato stampa, emesso l'11 novembre 2022 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 ().

Contatti:

Anna Cavallarin - Head of Media Relations - tel. + 39 010 2401804 cell. + 39 3393985139 -e.mail: [email protected] Matteo Bagnara - Head of Investor Relations - tel. + 39 010 2401423 – e-mail: [email protected] www.erg.eu - @ergnow

RISULTATI PER PAESE

III Trimestre			(milioni di Euro)		9 Mesi
2022	2021 (1)	∆	RICAVI ADJUSTED	2022	2021 (1)	∆
111	83	28	Italia	294	252	42
77	36	40	Estero	268	121	147
18	15	3	Francia	68	54	14
15	8	7	Germania	61	29	32
2	-	2	UK	23	-	23
6	-	6	Spagna	19	-	19
35	13	22	Est Europa	96	38	58
7	12	(5)	Corporate	24	37	(13)
(7)	(9)	2	Ricavi infrasettori	(23)	(27)	5
188	123	65	Totale ricavi adjusted	562	382	180

MARGINE OPERATIVO LORDO ADJUSTED

90	63	27	Italia	239	202	38
49	17	32	Estero	189	69	120
7	6	1	Francia	37	30	7
9	3	6	Germania	43	15	28
(0)	(1)	1	UK	17	(2)	19
6	0	6	Spagna	16	0	16
27	8	19	Est Europa	75	25	50

(6)	(5)	(1)	Corporate	(17)	(17)	(1)
133	75	58	Margine operativo lordo adjusted	411	254	157

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI ADJUSTED

(34)	(31)	(3)	Italia	(91)	(94)	3
(24)	(19)	(5)	Estero	(71)	(52)	(19)
(11)	(10)	(1)	Francia	(34)	(26)	(8)
(7)	(5)	(1)	Germania	(20)	(15)	(5)
(1)	(0)	(1)	UK	(3)	(0)	(3)
(1)	-	(1)	Spagna	(3)	0	(3)
(4)	(4)	(0)	Est Europa	(11)	(11)	(0)

(1)	(1)	0	Corporate	(3)	(2)	(1)
(59)	(51)	(8)	Ammortamenti e svalutazioni adjusted	(166)	(149)	(17)

(1) I valori 2021 sono riesposti in applicazione del principio contabile IFRS 5 riclassificando i contributi dei business termoelettrico ed idroelettrico alla voce "Risultato netto attività destinate ad essere cedute".

III Trimestre			(milioni di Euro)	9 Mesi
2022	2021 (1)	∆	RISULTATO OPERATIVO NETTO ADJUSTED	2022	2021 (1)	∆
56	32	24	Italia	148	108	40
25	(2)	27	Estero	118	17	101
(4)	(4)	(0)	Francia	3	4	(1)
3	(2)	4	Germania	23	0	23
(1)	(1)	(0)	UK	15	(2)	16
5	-	5	Spagna	13	-	13
23	4	18	Est Europa	64	14	49
(6)	(6)	(1)	Corporate	(20)	(19)	(1)
75	25	50	Ammortamenti e svalutazioni adjusted	245	105	140

INVESTIMENTI (2)

543	6	537	Italia	594	15	579

62	42	25	Estero	228	334	(89)
0	3	(3)	Francia	9	154	(145)
0	0	0	Germania	1	0	0
49	28	21	UK	71	100	(29)
-	-	-	Spagna	96	-	96
8	1	7	Svezia	34	45	(11)
5	10	(5)	Est Europa	17	35	(17)

0	1	(1)	Corporate	1	2	(0)
605	49	556	Totale investimenti	823	350	472

(2) Includono investimenti in immobili,impianti e macchinari, altre attività immateriali ed investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition.

MERCATO DI RIFERIMENTO

SCENARIO PREZZI

III Trimestre			9 Mesi
2022	2021		2022	2021
		Scenario prezzi base load (Euro/MWh)
		Italia
472	124	PUN (1)	324	86
43	109	Tariffa incentivante (ex "certificati verdi") - Italia	43	109
196	47	TTF	129	30
79	57	CO2	81	48

		Estero
430	97	Francia	297	71
376	97	Germania	250	69
254	131	Polonia	211	107
222	89	di cui Energia Elettrica	169	71
32	42	di cui Certificati d'Origine	42	36
377	110	Bulgaria	263	76
442	143	Romania	308	107
413	113	di cui Energia Elettrica	279	78
29	29	di cui Certificato Verde	29	29
313	156	Irlanda del Nord	240	107
345	150	Gran Bretagna	256	102
146	118	Spagna	186	79
210	90	Sweden SE4	153	65

(1) Prezzo Unico Nazionale: prezzo di riferimento elettricità Italia.

ITALIA

Il Gruppo ERG opera in Italia attraverso le proprie società titolari di parchi eolici e solari. Fermo restando la disponibilità degli impianti, i risultati attesi da ciascun parco eolico o solare sono influenzati dalle caratteristiche anemologiche o dall'irraggiamento del sito nel quale è localizzato il parco stesso, dal prezzo di vendita dell'energia elettrica, che può variare in relazione alle aree geografiche in cui insistono gli impianti, dai sistemi di incentivazione per le fonti rinnovabili, dalla regolamentazione dei mercati organizzati dell'energia e dalle politiche interne di copertura del portafoglio.

ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica in Italia, con una potenza installata di 1.265 MW nell'eolico e 175 MW nel solare, in incremento rispetto all'anno precedente rispettivamente di 172 MW e 34 MW a seguito delle acquisizioni effettuate nel corso del terzo trimestre 2022.

III Trimestre					9 Mesi

2022	2021	∆		2022	2021	∆
			Risultati Operativi
1.440	1.234	206	Potenza installata (MW) (1)	1.440	1.234	206
1.265	1.093	172	Eolico	1.265	1.093	172
175	141	34	Solare	175	141	34
493	456	37	Produzioni (GWh)	1.745	1.640	104
404	384	20	Eolico	1.533	1.454	79
89	72	18	Solare	212	186	25
			Load Factor % (2)
14%	16%	(1%)	Eolico	18%	20%	(2%)
23%	23%	0	Solare	18%	20%	(2%)
218	172	46	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	164	151	13
183	140	44	Eolico	139	128	12
372	346	26	Solare	346	334	12

(1) Potenza impianti installati a fine periodo.

(2) Produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell'effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco).

Nel terzo trimestre 2022 la produzione di energia elettrica in Italia risulta pari a 493 GWh, di cui 404 GWh da fonte eolica e 89 GWh da impianti fotovoltaici, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2021 (456 GWh di cui 384 da fonte eolica e 72 GWh da fonte solare) per effetto della maggiore capacità installata e al miglior irraggiamento (+6%), mentre si assiste a una minore ventosità (-9%) sugli altri asset.

Nei primi nove mesi 2022 la produzione di energia elettrica in Italia risulta pari a 1.754 GWh, di cui 1.533 GWh da fonte eolica e 212 GWh da impianti fotovoltaici, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2021 (1.640 GWh di cui 1.454 da fonte eolica e 186 GWh da fonte solare), per effetto perimetro sia della maggiore ventosità (+2%) che dal miglior irraggiamento (+6%).

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021	∆	(milioni di Euro)	2022	2021	∆
			Risultati economici
111	83	28	Ricavi adjusted	294	252	42
78	58	19	Eolico	220	189	31
34	25	8	Solare	74	63	11
90	63	27	Margine operativo lordo adjusted	239	202	38
59	40	19	Eolico	172	145	27
31	23	8	Solare	67	57	11
(34)	(31)	(3)	Ammortamenti e svalutazioni	(91)	(94)	3
(21)	(21)	(1)	Eolico	(59)	(64)	5
(13)	(10)	(2)	Solare	(33)	(31)	(2)
56	32	24	Risultato operativo netto adjusted	148	108	40
38	20	18	Eolico	114	82	32
18	13	6	Solare	34	26	8
543	6	537	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	594	15	579

		9 Mesi
2022	2021	∆	(milioni di Euro)	2022	2021	∆
			Risultati economici
417	5	411	Eolico	463	14	449
126	0	126	Solare	131	1	130
81%	76%	5%	EBITDA Margin % (1)	81%	80%	1%
76%	69%	7%	Eolico	78%	77%	2%
92%	91%	1%	Solare	91%	90%	1%

(1) Rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica.

I ricavi registrati nel terzo trimestre 2022 risultano in aumento grazie al contributo delle società solari ed eoliche acquisite nel terzo trimestre 2022, nonché dalle maggiori produzioni fotovoltaiche in Italia, mentre i maggiori prezzi di mercato sono sostanzialmente compensati dalle coperture effettuate in linea con le risk policy di gruppo e da un minor valore unitario dell'incentivo GRIN (da 109,4 a 42,9 €/MWh).

Il ricavo netto unitario dell'eolico in Italia, considerando il valore di cessione dell'energia, inclusivo del valore degli incentivi (ex "certificati verdi") e delle coperture nonché altre componenti minori, per ERG è stato pari a 183 Euro/MWh in aumento rispetto al 2021 (140 Euro/MWh nel primo semestre 2021) per effetto dei neoacquisiti parchi eolici non oggetto delle coperture, mentre sugli altri asset i ricavi unitari risultano sostanzialmente allineati.

I ricavi netti unitari relativi agli impianti fotovoltaici sono pari a 372 €/MWh (346 €/MWh del terzo trimestre 2021) per effetto dei neoacquisiti parchi solari non oggetto di coperture.

Il margine operativo lordo adjusted in Italia del terzo trimestre 2022 è pari a 90 milioni, in incremento rispetto al terzo trimestre 2021 (63 milioni), per le stesse motivazioni relative ai ricavi.

Gli ammortamenti del periodo risultano in aumento rispetto al terzo trimestre 2021 proforma per il contributo dei parchi eolici e fotovoltaici acquisiti.

I ricavi registrati nei primi nove mesi 2022 risultano in aumento grazie alle maggiori produzioni eoliche e fotovoltaiche in Italia, mentre i maggiori prezzi di mercato sono più che compensati dalle coperture effettuate in linea con le risk policy di gruppo e da un minor valore unitario dell'incentivo GRIN (da 109,4 a 42,9 €/MWh).

Alla luce di quanto sopra, il ricavo netto unitario dell'eolico in Italia, considerando il valore di cessione dell'energia, inclusivo del valore degli incentivi (ex "certificati verdi") e delle coperture nonché altre componenti minori, per ERG è stato pari a 139 Euro/MWh sostanzialmente allo stesso livello del 2021 (128 Euro/MWh nel primo semestre 2021) in lieve aumento per effetto dei neoacquisiti parchi eolici non oggetto delle coperture.

I ricavi netti unitari relativi agli impianti fotovoltaici sono pari a 346 €/MWh (334 €/MWh del primo semestre 2021) in lieve aumento per effetto dei neoacquisiti parchi solari non oggetto delle coperture.

Il margine operativo lordo adjusted in Italia dei primi nove mesi 2022 è pari a 239 milioni, in incremento rispetto ai primi nove mesi 2021 (202 milioni), per le stesse motivazioni relative ai ricavi.

Gli ammortamenti del periodo risultano in diminuzione rispetto ai primi nove mesi del 2021 proforma per il raggiunto termine della vita utile di alcune componenti dei parchi eolici, effetto parzialmente compensato dagli effetti del consolidamento nei neoacquisiti parchi eolici e solari.

Investimenti

Gli investimenti del dei primi nove mesi 2022 (594 milioni, di cui 543 milioni nel terzo trimestre) si riferiscono principalmente all'avvio delle attività di costruzione dell'impianto di Roccapalumba (47 MW) e alle attività di Repowering (193 MW) sugli impianti di Camporeale, Partinico-Monreale, Mineo-Militello e Vizzini oltre alle consuete manutenzioni finalizzate a incrementare ulteriormente l'efficienza degli impianti. Sul solare sono iniziate le attività di revamping degli impianti, volte a garantire una maggiore efficienza degli stessi.

ESTERO

ERG opera all'estero nel settore della produzione di energia elettrica da fonte eolica e solare. ERG è uno dei primi dieci operatori nel settore eolico in Europa con una presenza significativa e crescente (1.149 MW operativi), in particolare in Francia (522 MW), Germania (327 MW), Polonia (107 MW), UK (70 MW), Romania (70 MW), Bulgaria (54 MW). Inoltre, ERG opera in Francia e Spagna nel settore della produzione di energia elettrica da fonte solare con 170 MW di potenza installata, di cui 79 MW in Francia con 9 impianti acquisiti tra giugno e ottobre 2021, e 92 MW in Spagna con 2 impianti acquisiti nel mese di gennaio.

Rispetto ai primi 9 mesi del 2021, la capacità installata risulta incrementata di 366 MW.

Francia

III Trimestre					9 Mesi
2022	2021	∆		2022	2021	∆
			Risultati Operativi
600	476	124	Potenza installata (MW) (1)	600	476	124
522	455	67	Eolico	522	455	67
79	22	57	Solare	79	22	57
187	162	24	Produzioni (GWh)	733	597	136
154	153	1	Eolico	650	588	63
32	9	23	Solare	83	9	74
			Load Factor % (2)
14%	17%	(0)	Eolico	20%	23%	(0)
18%	19%	n.a.	Solare	16%		n.a.
96	89	7	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	93	89	4
95	89	6	Eolico	92	89	4
97	82	n.a.	Solare	97	82	n.a.

(1) Potenza impianti installati a fine periodo.

(2) Produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell'effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco).

Nel terzo trimestre 2022 la produzione di energia elettrica in Francia risulta pari a 187 GWh, di cui 154 GWh da fonte eolica e 32 GWh da impianti fotovoltaici, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2021 (162 GWh) per effetto perimetro (+46 GWh) derivante dall'acquisizione degli impianti eolici e solari consolidati ad ottobre 2021 e dall'entrata in esercizio di due parchi sviluppati internamente per complessivi 124 MW. Tale effetto perimetro risulta in parte compensato dalla minore ventosità riscontrata nel periodo.

Nei primi nove mesi 2022 la produzione di energia elettrica in Francia risulta pari a 733 GWh, di cui 650 GWh da fonte eolica e 83 GWh da impianti fotovoltaici, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2021 (597 GWh) per effetto perimetro (+204 GWh) derivante dall'acquisizione degli impianti eolici e solari consolidati tra giungo e ottobre 2021 e dall'entrata in esercizio di due parchi sviluppati internamente per complessivi 124 MW. Tale effetto perimetro risulta in parte compensato dalla minore ventosità riscontrata nel periodo.

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021	∆	(milioni di Euro)	2022	2021	∆
			Risultati economici
18	15	3	Ricavi adjusted	68	54	14
15	15	0	Eolico	60	53	7
3	1	2	Solare	8	1	7
7	6	1	Margine operativo lordo adjusted	37	30	7
5	6	(0)	Eolico	32	29	3
2	1	2	Solare	5	1	5
(11)	(10)	(1)	Ammortamenti e svalutazioni	(34)	(26)	(8)
(10)	(10)	(1)	Eolico	(31)	(26)	(5)
(1)	(0)	(1)	Solare	(3)	(0)	(3)
(4)	(4)	(0)	Risultato operativo netto adjusted	3	4	(1)
(5)	(4)	(1)	Eolico	1	4	(3)
1	0	1	Solare	2	0	2
0	3	(3)	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	9	154	(145)
0	3	(3)	Eolico	9	131	(122)
0	0	0	Solare	0	23	(23)
41%	40%	2%	Ebitda Margin % (1)	54%	56%	-1%
34%	38%	-4%	Eolico	53%	55%	-2%
73%	0%	73%	Solare	63%	0%	63%

(1) Rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica.

I ricavi registrati nel terzo trimestre 2022 risultano in aumento per effetto della variazione di perimetro di cui sopra, in parte compensati dalle minori produzioni riscontrate.

I ricavi netti unitari dell'eolico Francia pari a 95 €/MWh risultano in aumento rispetto all'analogo periodo del 2021 (89 €/ MWh) grazie agli impianti a mercato a seguito dell'uscita dal periodo di incentivazione, mentre i ricavi netti unitari relativi agli impianti fotovoltaici sono complessivamente pari a 97 €/MWh in aumento rispetto al terzo trimestre 2021 per effetto del diverso mix.

Il margine operativo lordo adjusted in Francia del terzo trimestre 2022 è pari a 7 milioni, in lieve incremento rispetto al terzo trimestre 2021 (6 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi. Effetto perimetro nel terzo trimestre pari a circa 3 milioni.

I ricavi registrati nei primi nove mesi 2022 risultano in aumento per effetto della variazione di perimetro di cui sopra,

I ricavi netti unitari dell'eolico Francia pari a 92 €/MWh risultano in lieve aumento rispetto all'analogo periodo del 2021 (89 €/MWh) grazie agli impianti a mercato a seguito dell'uscita dal periodo di incentivazione, mentre i ricavi netti unitari relativi agli impianti fotovoltaici sono complessivamente pari a 98 €/MWh in aumento rispetto a 82 €/MWh del medesimo periodo del 2021 per effetto di un diverso mix di produzioni con tariffe differenti.

Il margine operativo lordo adjusted in Francia dei primi nove mesi 2022 è pari a 37 milioni, in incremento rispetto ai primi nove mesi 2021 (30 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi. Effetto perimetro nei primi nove mesi pari a circa 13 milioni.

Gli ammortamenti del periodo risultano in aumento rispetto ai primi nove mesi 2021 proforma per il contributo dei parchi eolici e solari acquisiti nel corso del secondo semestre 2021.

Investimenti

Gli investimenti dei primi nove mesi 2022 (9 milioni) si riferiscono principalmente alle attività di sviluppo e costruzione di un nuovo parco eolico entrato in esercizio nel mese di giugno (20 MW).

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021	∆		2022	2021	∆
			Risultati Operativi
327	272	55	Potenza installata (MW) (1)	327	272	55
82	71	12	Produzioni (GWh)	403	279	124
11%	12%	0%	Load Factor % (2)	19%	16%	3%
179	118	62	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	150	102	48

Germania – Eolico

in parte compensati dalle minori produzioni riscontrate.

(1) Potenza impianti installati a fine periodo.

(2) Produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell'effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco).

Nel terzo trimestre 2022 la produzione di energia elettrica in Germania risulta pari a 82 GWh, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2021 (71 GWh) per effetto dell'effetto perimetro, in parte compensato dai minori volumi generati nel periodo.

Nei primi nove mesi 2022 la produzione di energia elettrica in Germania risulta pari a 403 GWh, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2021 (279 GWh) per effetto delle migliori condizioni anemologiche riscontrate nel periodo e del perimetro derivante dall'acquisizione degli impianti eolici consolidati a ottobre 2021 (+80 GWh).

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021	∆	(milioni di Euro)	2022	2021	∆
			Risultati economici
15	8	7	Ricavi adjusted	61	29	32
9	3	6	Margine operativo lordo adjusted	43	15	28
(7)	(5)	(1)	Ammortamenti e svalutazioni	(20)	(15)	(5)
3	(2)	4	Risultato operativo netto adjusted	23	0	23
0	0	0	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	1	0	0
61%	41%	20%	Ebitda Margin % (1)	71%	54%	17%

(1) Rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica.

I ricavi registrati nel terzo trimestre 2022 risultano in aumento rispetto all'analogo periodo 2021, per le già citate migliori condizioni anemologiche, l'aumento dei prezzi di cessione dell'energia e il perimetro derivante dai parchi acquisiti nel 2021. I ricavi netti unitari dell'eolico Germania pari a 179 €/MWh risultano fortemente in rialzo rispetto al terzo trimestre 2021 (118 €/MWh), in quanto la tariffa fissa di vendita, essendo una tariffa a due vie, una volta superata, consente di catturare il prezzo di mercato.

Il margine operativo lordo adjusted in Germania del terzo trimestre 2022 è pari a 9 milioni, in sensibile incremento rispetto al terzo trimestre 2021 (3 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi.

I ricavi registrati nei primi nove mesi 2022 risultano in aumento rispetto all'analogo periodo 2021, per le già citate migliori condizioni anemologiche, l'aumento dei prezzi di cessione dell'energia e il perimetro derivante dai parchi acquisiti nel 2021.

I ricavi netti unitari dell'eolico Germania pari a 150 €/MWh risultano fortemente in rialzo rispetto ai primi nove mesi 2021 (102 €/MWh), in quanto la tariffa fissa di vendita, una volta superata, consente di catturare il prezzo di mercato. Il margine operativo lordo adjusted in Germania dei primi nove mesi 2022 è pari a 43 milioni, in sensibile incremento rispetto al primo trimestre 2021 (15 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi.

Gli ammortamenti del periodo risultano in aumento rispetto ai primi nove mesi 2021 a seguito del contributo dei parchi eolici acquisiti nel corso del secondo semestre 2021.

Investimenti

Gli investimenti del primi nove mesi 2022 ammontano ad un importo non significativo.

UK – Eolico

III Trimestre		9 Mesi
2022		2022
	Risultati Operativi
70	Potenza installata (MW) (1)	70
30	Produzioni (GWh)	145
19%	Load Factor % (2)	32%
66	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	159

(1) Potenza impianti installati a fine periodo.

(2) Produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell'effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco).

Nel terzo trimestre 2022 la produzione di energia elettrica in UK risulta pari a 30 GWh e si riferisce agli impianti eolici sviluppati internamente ed entrati in esercizio a fine 2021 (70 MW).

Nei primi nove mesi 2022 la produzione di energia elettrica in UK risulta pari a 145GWh e si riferisce agli impianti eolici sviluppati internamente ed entrati in esercizio a fine 2021 (70 MW).

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021	∆	(milioni di Euro)	2022	2021	∆
			Risultati economici
2	-	2	Ricavi adjusted	23	-	23
(0)	(1)	1	Margine operativo lordo adjusted	17	(2)	19
(1)	(0)	(1)	Ammortamenti e svalutazioni	(3)	(0)	(3)
(1)	(1)	(0)	Risultato operativo netto adjusted	15	(2)	16
49	28	21	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	71	100	(29)
-5%	n.a	n.a	Ebitda Margin % (1)	75%	n.a	n.a

(1) Rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica.

I ricavi registrati nel terzo trimestre 2022 risultano pari a 2 milioni (23 milioni nei primi nove mesi 2022), con ricavi netti unitari che si attestano a 66 € MWh nel terzo trimestre e 159 €/MWh nei primi nove mesi, in quanto l'applicazione del contratto PPA, che è stato stipulato nel 2021, prevede un prezzo di mercato fino al 30 giugno e dal primo luglio un prezzo fissato fino ad una soglia condivisa.

Il margine operativo lordo adjusted in UK del terzo trimestre 2022 si attesta a 0 milioni, per le stesse motivazioni legate ai ricavi.

Il margine operativo lordo adjusted in UK dei primi nove mesi 2022 si attesta a 17 milioni, per le stesse motivazioni legate ai ricavi.

Investimenti

Gli investimenti dei primi nove mesi 2022 (71 milioni, di cui 49 milioni nel terzo trimestre) si riferiscono alle attività di costruzione dei parchi eolici in Scozia per circa 179 MW previsti in entrata in esercizio tra fine 2022 e inizio 2023.

Spagna- Solare

III Trimestre		9 Mesi
2022		2022
	Risultati Operativi
92	Potenza installata (MW) (1)	92
58	Produzioni (GWh)	145
28%	Load Factor% (2)	24%
111	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	130

(1) Potenza impianti installati a fine periodo.

(2) Produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell'effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco).

Nel terzo trimestre 2022 la produzione di energia elettrica in Spagna risulta pari a 58 GWh (145 GWh nei primi 9 mesi) e si riferisce agli impianti solari acquisiti a gennaio 2022 (92 MW).

III Trimestre		9 Mesi
2022	(milioni di Euro)	2022
	Risultati economici
6	Ricavi adjusted	19
6	Margine operativo lordo adjusted	16
(1)	Ammortamenti e svalutazioni	(3)
5	Risultato operativo netto adjusted	13
0	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	96
87%	Ebitda Margin % (1)	87%

(1) Rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica.

I ricavi registrati nel terzo trimestre 2022 risultano pari a 6 milioni (19 milioni nei primi nove mesi del 2022), con ricavi netti unitari che si attestano a 111 €/MWh (130 €/MWh nei nove mesi) in quanto la produzione risulta essere esposta, di fatto, ai prezzi di mercato.

Il margine operativo lordo adjusted in Spagna del terzo trimestre 2022 si attesta a 6 milioni (16 milioni nei primi 9 mesi).

Investimenti

Gli investimenti dei primi nove mesi 2022 si riferiscono all'acquisizione dei due parchi solari avvenuta a gennaio.

East Europe – Eolico

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021	∆		2022	2021	∆
			Risultati Operativi
231	206	25	Potenza installata (MW) (1)	231	206	25
120	94	26	Produzioni (GWh)	454	375	79
26%	21%	6%	Load Factor % (2)	34%	28%	6%
249	111	138	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	186	89	97

(1) Potenza impianti installati a fine periodo.

(2) Produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell'effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco).

Nel terzo trimestre 2022 la produzione di energia elettrica in East Europe risulta pari a 120 GWh, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2021 (94 GWh) per effetto delle migliori condizioni anemologiche riscontrate, oltre che per l'entrata in esercizio a giugno di un parco eolico sviluppato internamente in Polonia (24,5 MW).

Nei primi nove mesi 2022 la produzione di energia elettrica in East Europe risulta pari a 454 GWh, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2021 (375 GWh) per effetto delle migliori condizioni anemologiche riscontrate. Si segnala l'entrata in esercizio a giugno di un parco eolico sviluppato internamente in Polonia (24,5 MW).

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021	∆	(milioni di Euro)		2021	∆
			Risultati economici
35	13	22	Ricavi adjusted	96	38	58
27	8	19	Margine operativo lordo adjusted	75	25	50
(4)	(4)	(0)	Ammortamenti e svalutazioni	(11)	(11)	(0)
23	4	18	Risultato operativo netto adjusted	64	14	49
5	10	(5)	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	17	35	(17)
76%	62%	14%	Ebitda Margin % (1)	78%	66%	12%

(1) Rapporto del margine operativo lordo adjusted sui ricavi della gestione caratteristica.

I ricavi registrati nel terzo trimestre 2022 risultano in aumento rispetto all'analogo periodo 2021, per le già citate migliori condizioni anemologiche e per l'aumento dei prezzi di cessione dell'energia.

I ricavi netti unitari medi in East Europe risultano pari a 249 €/MWh in rialzo rispetto al terzo trimestre 2021 (111 €/ MWh), in quanto la maggior parte della capacità installata risulta incentivata con un sistema a certificato che si somma al prezzo di mercato dell'energia.

Il margine operativo lordo adjusted in East Europe del terzo trimestre 2022 è pari a 27 milioni, in incremento rispetto al terzo trimestre 2021 (8 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi.

I ricavi registrati nei primi nove mesi 2022 risultano in aumento rispetto all'analogo periodo 2021, per le già citate migliori condizioni anemologiche e per l'aumento dei prezzi di cessione dell'energia.

I ricavi netti unitari medi in East Europe risultano pari a 186 €/MWh in rialzo rispetto ai primi nove mesi del 2021 (89 €/MWh), in quanto la maggior parte della capacità installata risulta incentivata con un sistema a certificato che si somma al prezzo di mercato dell'energia.

Il margine operativo lordo adjusted in East Europe dei primi nove mesi 2022 è pari a 75 milioni, in incremento rispetto ai primi nove mesi 2021 (25 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi.

Investimenti

Gli investimenti dei primi nove mesi 2022 (17 milioni, di cui 5 milioni nel terzo trimestre) si riferiscono alle attività di costruzione di due parchi eolici in Polonia per circa 61 MW, di cui 24,5 entrati in esercizio nel mese di luglio ed i restanti per i quali è prevista l'entrata in esercizio entro la fine dell'anno.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DEL TRIMESTRE

Data	Area Geografica	Settore	Fatto di rilievo
Comunicato Stampa del 7 luglio 2022	Polonia	Eolico	Messa in esercizio del parco eolico di Piotrkòw, situato nella parte settentrionale della Polonia, per un totale di 24,5 MW.
Comunicato Stampa del 7 luglio 2022	Italia	Solare	Perfezionata l'acquisizione da ABN AMRO Sustainable Impact Fund PE B.V. del 100% del capitale di MP Solar B.V., proprietaria, tramite sette società italiane, di diciotto impianti fotovoltaici in esercizio con una potenza installata totale pari a 33,8 MW.
Comunicato Stampa del 29 luglio e 9 settembre 2022	Italia	Eolico	ERG ha acquistato da EDP Renewables Italia Holding S.r.l. l'intero capitale sociale di sette società proprietarie di altrettanti parchi eolici situati in Italia con una capacità installata pari a 172 MW.
Comunicato Stampa del 9 settembre 2022	Italia	Corporate	L'Ing. Marco Costaguta – Consigliere non esecutivo nonché membro del Comitato Strategico – ha rassegnato le proprie dimissioni dalla carica di Consigliere di Amministrazione di ERG S.p.A.
Comunicato Stampa del 15 settembre 2022	Italia	Corporate	Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha provveduto a nominare, su proposta del Comitato Nomine e Compensi, ai sensi dell'art. 2386 del Codice Civile e dell'art. 15 dello Statuto Sociale, il Dott. Renato Pizzolla quale nuovo Consigliere non esecutivo della Società e componente del Comitato Strategico.
15 settembre 2022	Italia	Corporate	Closing dell'operazione tra San Quirico e IFM Investors per la costituzione di una partnership strategica a lungo termine riguardante ERG S.p.A. (vedasi CS del 16 giugno 2022).

Comunicato Stampa del 23 settembre 2022	Italia	Corporate	Con riferimento all'operazione di cessione ad Enel Produzione S.p.A. della partecipazione detenuta da ERG Power Generation S.p.A. in ERG Power S.r.l., proprietaria della centrale cogenerativa (CCGT) sita in Priolo Gargallo, subordinata all'approvazione dell'operazione da parte delle competenti Autorità Antitrust (vedasi CS del 9 febbraio 2022), si rende noto che l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM), con provvedimento del 23 settembre 2022, non ha autorizzato la suddetta operazione.
Comunicato Stampa del 30 settembre 2022	Italia	Corporate/ ESG	Moody's ESG Solutions (precedentemente Vigeo Eiris), una delle principali agenzie internazionali di rating ESG, ha confermato ad ERG il Rating Advanced, il più elevato nella sua scala di valutazione, con il punteggio di 65/100, premiando la continua crescita della performance ESG del Gruppo negli ultimi 3 anni. ERG entra così nel top 2% della classifica mondiale di Moody's ESG Solutions che annovera 4906 aziende, aggiudicandosi il 100° posto e registrando una crescita di due punti nella scala di valutazione.

Interventi normativi in materia di contenimento dell'aumento dei prezzi energia

Nei primi mesi del 2022 sono state introdotte misure urgenti in materia di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico.

In particolare, in Italia si fa riferimento all'art. 37 del D.L. n.21 del 21 marzo 2022)17 i cui impatti sono stati stimati pari a 41 milioni (di cui circa 4 milioni relativi al business termoelettrico) rilevati alla riga Imposte ed isolate come special item.

Con riferimento all'art.15-bis del DL 4/2022 (Sostegni Ter)¹⁸ si precisa che, nel terzo trimestre 2022, l'applicazione della normativa ha comportato oneri per circa 6 milioni per le neoacquisite società solari. Tali oneri sono stati contabilizzati nel Margine Operativo Lordo e rilevati come special item.

Per quanto riguarda l'estero, si segnala l'applicazione della normativa "Windfall Tax" in Romania che ha comportato maggiori oneri nei nove mesi per 15 milioni, contabilizzati nel Margine Operativo Lordo e rilevati come special item.

Conflitto in Ucraina

In considerazione del conflitto iniziato alla fine del mese di febbraio 2022 in Ucraina, il management sta monitorando eventuali criticità ed impatti sul Gruppo ERG in particolare con riferimento ai rischi di credito, sicurezza e di business continuity.

¹⁷ convertito in legge con Legge n. 51 del 20 maggio 2022.

¹⁸ convertito in legge con Legge n. 25 del 28 maggio 2022.

Per quanto riguarda il rischio credito non esistono posizioni aperte direttamente con controparti di diritto russe e ucraine; si segnala tuttavia che il principale cliente del Gruppo nel Sito di Priolo Gargallo è una società italiana controllata indirettamente da un gruppo russo.

In relazione alla sicurezza impianti si segnala la posizione di alcuni parchi eolici del Gruppo nell'EST Europa (Polonia e Romania) vicini al confine ucraino: trattandosi di Paesi che fanno parte della NATO al momento non si evidenziano rischi direttamente legati al conflitto.

In relazione alla business continuity in merito all' approvvigionamento di gas, nel caso di sanzioni o blocchi/limitazioni all'export di Gas dalla Russia non sono da escludere ulteriori impatti sui prezzi e sui volumi di approvvigionamento. Sono oggetto di particolare attenzione gli eventuali impatti sull'impianto CCGT e sui contratti di vendita al sito di Priolo Gargallo legati all'introduzione delle sanzioni che l'Unione Europea ha stabilito in data 31 maggio e che saranno attivate entro la fine del 2022, in particolare con riferimento al blocco delle importazioni di petrolio via mare dalla Russia. Le tensioni geopolitiche stanno avendo forti impatti sui mercati, sia finanziari che delle commodities, con un forte aumento dei prezzi del gas e dell'energia elettrica, a fronte dei quali non si possono ad oggi escludere ulteriori interventi a livello regolatorio sul settore dell'energia. Si è verificata inoltre un'inversione di tendenza nelle politiche monetarie delle banche centrali con tassi di interesse in forte aumento e si rileva infine un generale aumento dei prezzi di materie prime e prodotti finiti, aggravato dalle tensioni geopolitiche, i cui effetti potranno impattare gli investimenti dei progetti in costruzione nel breve/medio termine.

Si segnala inoltre che, nell'ambito dell'emergenza in corso, il Gruppo ha destinato circa 1 milione per alcune iniziative a supporto della crisi umanitaria in Ucraina.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DEL TRIMESTRE

Data	Paese	Settore	Fatto di rilievo
Comunicato Stampa del 3 ottobre 2022	Italia	Corporate	Il Consiglio di Amministrazione ha tristemente preso atto della prematura scomparsa di Elena Spagnol, Sindaco Effettivo e Presidente del Collegio Sindacale di ERG S.p.A. Il Consiglio di Amministrazione, il Collegio Sindacale e le persone del Gruppo ERG, nel ricordare Elena Spagnol per la passione, la competenza e l'impegno professionale e umano straordinario profuso verso la Società, hanno espresso il loro cordoglio e si sono raccolte intorno alla famiglia nel dolore per la grave perdita. Ai sensi di quanto previsto dall'art. 22 dello Statuto, il Sindaco Supplente Paolo Prandi subentra nella carica di Sindaco Effettivo e Presidente del Collegio Sindacale di ERG S.p.A., fino alla prossima Assemblea degli Azionisti di ERG S.p.A.
Comunicato Stampa del 13 ottobre 2022	UK	Eolico	ERG annuncia l'avvio dei primi 50MW del parco eolico di Sandy Knowe, a Dumfries & Galloway, nel sud della Scozia. I restanti 36 MW entreranno in esercizio nel corso del primo trimestre del 2023.
Comunicato Stampa del 14 ottobre 2022	UK	Eolico	ERG ha perfezionato l'acquisizione del 100% delle quote della società Corlacky Energy Ltd., interamente controllata da RES, che detiene i permessi per la costruzione e l'esercizio del parco eolico di Corlacky in Irlanda del Nord. Il progetto sarà costituito da 11 turbine per una capacità installata totale attesa fino a 47 MW.
Comunicato Stampa del 24 ottobre 2022	Polonia	Eolico	ERG ha annunciato l'avvio del parco eolico di Laszki in Polonia (36 MW). Il parco, sviluppato e costruito internamente, è composto da 18 turbine Vestas V100 da 2,0 MW per una capacità installata di 36 MW e una produzione complessiva a regime di circa 90 GWh annui, evitando l'emissione di 76 kt di CO2 ogni anno.

27 ottobre 2022	Italia	Corporate	Sottoscrizione con un pool di banche italiane ed internazionali di una linea di credito revolving "Sustainability – Linked" per un importo pari a 600 milioni di Euro con una durata triennale e opzione di estensione per ulteriori due anni. La linea di finanziamento, in linea con i Sustainability-Linked Loan Principles, prevede un adeguamento dei margini al raggiungimento di specifici obiettivi ESG, inclusi nel piano industriale 2022-2026 del Gruppo. In particolare, gli obiettivi ESG si riferiscono alla crescita del portafoglio rinnovabile e alla Diversity & Inclusion. L'operazione, la prima di questo tipo per ERG, rafforza la struttura finanziaria del Gruppo, incrementandone la flessibilità, il profilo di liquidità e, nello stesso tempo, contribuisce allo sviluppo sostenibile del Gruppo.
Comunicato Stampa del 3 novembre 2022	Italia	Corporate/ESG	ERG conferma il proprio impegno sostenibile e rafforza il sistema di governance volto a evolvere la sua cultura inclusiva con l'introduzione della "Policy per il contrasto agli episodi di Violenza, Molestie e Bullismo nei luoghi di lavoro".

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

In un contesto di prezzi di mercato elevati per effetto della crisi energetica e dei rincari nei prezzi del gas naturale, si evidenzia che ERG, in linea con le migliori pratiche del settore e la propria consolidata politica di rischio, ha effettuato negli ultimi anni vendite a termine, principalmente attraverso contratti di fornitura di lungo termine a prezzo fisso (cosiddetti PPA) e contratti a termine anche mediante strumenti finanziari derivati, a prezzi considerevolmente inferiori rispetto a quelli attuali. Tali coperture, effettuate con una logica di portafoglio dall'Energy Management di Gruppo per mezzo di ERG Power Generation S.p.A., vengono gestionalmente allocate alle varie società di progetto, proprietarie delle Unità di Produzione (UP).

Il criterio allocativo delle coperture segue un meccanismo a cascata che, con la logica di mitigazione dei rischi connessi, ha il seguente ordine di priorità: 1) energia elettrica prodotta dalle UP che risultano essere prive di meccanismo di incentivazione e quindi interamente esposta al rischio di volatilità del prezzo di mercato; 2) energia elettrica prodotta dalle UP che sono oggetto di tariffe di tipo "Feed in Premium", ovvero meccanismi che prevedono un incentivo che si aggiunge al prezzo di mercato; 3) le eventuali coperture residue sono infine attribuite ai quantitativi di energia elettrica soggetti a meccanismi di incentivazione per differenza, quali le tariffe incentivanti ex "certificati verdi" (GRIN). Non sono invece previste coperture per tutte le produzioni che risultano oggetto di meccanismi di incentivazione per differenza a due vie.

Si riporta di seguito la prevedibile evoluzione dei principali indicatori di scenario e performance nel 2022, in un contesto di scenario prezzi di mercato in forte rialzo fino al 30 settembre e in calo nel quarto trimestre rispetto agli elevati prezzi registrati a fine 2021, tenuto anche conto dell'ipotesi di applicazione di misure di claw back a livello Europeo a partire dal mese di dicembre:

Italia

Il margine operativo lordo del Wind è previsto in riduzione rispetto al 2021 a seguito sia del minor valore dell'incentivo che di una ventosità attesa nell'ultimo trimestre inferiore rispetto ai valori straordinariamente alti registrati nello stesso periodo lo scorso anno. Tale riduzione sarà in parte compensata dal contributo dei nuovi assets per 172 MW, già in esercizio, consolidati a partire dal 1 agosto 2022.

Il margine operativo lordo del Solare è previsto in aumento prevalentemente a seguito della acquisizione di 34 MW a partire dal 1 luglio 2022 e per la maggiore produzione riscontrata. In base ai criteri allocativi delle coperture di cui in premessa, si prevede che una larga maggioranza delle vendite in Italia a vario titolo esposte al rischio mercato vengano valorizzate a termine ad un prezzo medio di circa 65 €/MWh.

Si stima per l'esercizio 2022 un Margine Operativo Lordo Wind & Solar leggermente in riduzione rispetto al 2021.

Estero

Il margine operativo lordo è previsto complessivamente in forte incremento rispetto al 2021 grazie al pieno contributo dei parchi Eolici e Solari acquisiti nel corso del 2021 in Francia e Germania ed a inizio 2022 in Spagna nonché degli sviluppi organici inclusivi di due impianti in Nord Irlanda per 70 MW, uno in Francia per 7MW entrati in esercizio a fine 2021, oltre che di nuovi impianti in Polonia, Scozia e Francia, rispettivamente di 61MW, 50 MW e 20 MW, entrati in esercizio nel corso del 2022. I risultati inoltre rifletteranno i primi contributi derivanti dal parco di Creag Riabach in Scozia (UK), la cui energizzazione sarà avviato entro la fine novembre.

Il Margine Operativo Lordo Wind & Solar all'estero è pertanto atteso in significativo aumento rispetto al 2021.

Guidance 2022

Per l'esercizio 2022 a livello di Gruppo si stima un margine operativo lordo nell'intervallo compreso tra 520 e 550 milioni, in aumento rispetto al range precedente di 485 e 515 milioni e rispetto al dato di riferimento del 2021 pari a 399 M€ (dato pro-forma escluso CCGT e Hydro). Gli investimenti risultano in un range compreso tra 900 e 1.000 milioni in linea con il range precedente (617 M€ nel 2021 a parità di perimetro wind & solar). Essi sono comprensivi degli investimenti per le acquisizioni effettuate durante l'anno e le attività di costruzione legate sia al Repowering dei parchi italiani che ai progetti sviluppati internamente per complessivi 500 MW, di cui circa 250 MW previsti essere energizzati entro la fine del 2022. L'indebitamento finanziario netto a fine 2022 è atteso nel range tra 1.500 e 1.600 milioni (2.051 milioni a fine 2021), inclusivo della distribuzione del dividendo ordinario di 0,90 Euro per azione, in riduzione rispetto alla previsione di guidance aggiornata con il comunicato stampa del 23 settembre 2022 (1.550 e 1.650 milioni), prevalentemente per effetto del maggior margine operativo lordo.

Per quanto riguarda il business termoelettrico vengono confermate le previsioni di guidance di margine operativo lordo di cui al comunicato stampa del 23 settembre 2022 atteso nel range di 60-70 milioni.

PROFILO DEL GRUPPO

Il Gruppo ERG è un primario operatore indipendente di energia pulita da fonti rinnovabili, presente in nove paesi a livello Europeo.

Primo operatore eolico in Italia, tra i primi dieci in Europa, il Gruppo è inoltre attivo nella produzione di energia da fonte solare, essendo tra i primi cinque in Italia.

Tra i principali player del mercato oil fino al 2008, ERG ha modificato radicalmente il proprio portafoglio di business anticipando gli scenari energetici di lungo termine attraverso una trasformazione aziendale di successo verso un modello di sviluppo sostenibile: oggi la società è un primario operatore Europeo nel settore delle energie rinnovabili.

Nel 2021 il Gruppo ha intrapreso un importante percorso di Asset Rotation vol completare la propria trasformazione verso un modello di business puro "Wind&Solar".

In data 3 gennaio 2022, ERG ha perfezionato la cessione degli asset idroelettrici ad Enel Produzione, mentre, relativamente alla cessione del business termoelettrico, l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) non ha autorizzato la cessione ritenendo che l'operazione avrebbe dato luogo alla costituzione e al rafforzamento di una posizione dominante in capo al compratore tale da eliminare o ridurre in modo sostanziale e durevole la concorrenza sui mercati rilevanti. A tal proposito, ERG sta già ponendo in essere le attività necessarie ad avviare un nuovo processo competitivo finalizzato all'individuazione di un nuovo acquirente, valutando il percorso alternativo più efficiente per perseguire l'obiettivo strategico del Piano Industriale 2022- 2026 di focalizzazione sul core business della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili attraverso la cessione di ERG Power S.r.l.

A seguito della finalizzazione di queste importanti operazioni, il Gruppo, la cui strategia industriale integra il piano ESG (Environmental, Social and Governance), in linea con gli Obiettivi di sviluppo sostenibile delle Nazioni Unite (SDGs), diventerà un operatore 100% Rinnovabile.

ERG è quindi protagonista del processo di decarbonizzazione in atto a livello globale, impegnata nella realizzazione di una transizione energetica equa ed inclusiva.

Attualmente la gestione dei processi industriali e commerciali del Gruppo ERG è affidata alla controllata ERG Power Generation S.p.A. che svolge:

• l'attività di Energy Management & Sales centralizzata per tutte le tecnologie di generazione nelle quali il Gruppo ERG opera con la missione di securizzare le produzioni attraverso contratti di lungo termine e gestire le coperture delle posizioni merchant in linea con le risk policy del Gruppo;
• le attività di Operation & Maintenance dei propri impianti eolici e solari italiani e di parte degli impianti in Francia e Germania.

ERG Power Generation S.p.A., con un parco di generazione di 2.759 MW19 di capacità installata rinnovabile (2.414 MW eolico, 345 MW solare), opera direttamente ed attraverso le proprie controllate, nelle seguenti Aree Geografiche:

¹⁹ Il totale MW non include il Business termoelettrico, essendo destinato alla vendita.

Italia

Nel paese ERG ha una capacità installata complessiva di 1.440 MW nel settore della produzione di energia elettrica da fonte eolica e solare. In particolare, ERG è il primo operatore nel settore eolico in Italia con 1.265 MW di potenza installata, ed un primario operatore nella produzione elettrica da fonte solare con 175 MW di potenza installata.

Estero

Fuori dai confini nazionali ERG ha una capacità installa-

ta complessiva di 1.320 MW.

Nell'eolico ERG è uno dei primi dieci operatori in Europa con una presenza significativa e crescente (1.149 MW operativi), in particolare in Francia (522 MW), Germania (327 MW), Polonia (107 MW), Romania (70 MW), Bulgaria (54 MW), UK (70MW). ERG, inoltre, opera in Francia e Spagna nel settore della produzione di energia elettrica da fonte solare con 170 MW di potenza installata, di cui 79 MW in Francia e 92 MW in Spagna.

ORGANI SOCIETARI

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE ²⁰

Presidente EDOARDO GARRONE (esecutivo)

Vice Presidente ALESSANDRO GARRONE (esecutivo21) GIOVANNI MONDINI (non esecutivo)

Amministratore Delegato PAOLO LUIGI MERLI

Consiglieri LUCA BETTONTE (non esecutivo) EMANUELA BONADIMAN (indipendente22) MARA ANNA RITA CAVERNI (indipendente22) ELENA GRIFONI WINTERS (indipendente22) FEDERICA LOLLI (indipendente22) ELISABETTA OLIVERI (indipendente22) MARIO PATERLINI (indipendente22) RENATO PIZZOLLA (non esecutivo)

COLLEGIO SINDACALE ²³

Presidente PAOLO PRANDI24

Sindaci Effettivi FABRIZIO CAVALLI GIULIA DE MARTINO

DIRIGENTE PREPOSTO (L. 262/05) MICHELE PEDEMONTE ²⁵

SOCIETÀ DI REVISIONE KPMG S.P.A.26

²³ Collegio Sindacale nominato in data 26 aprile 2022.

²⁴ Nominato in data 3 ottobre 2022 ai sensi di quanto previsto dall'art. 22 dello Statuto, nella carica di Sindaco Effettivo e Presidente del Collegio Sindacale di ERG S.p.A., fino alla prossima Assemblea d gli Azionisti di ERG S.p.A.

²⁵ Nominato in data 26 aprile 2021 contestualmente alla carica di CFO del Gruppo.

²⁶ Nominata in data 23 aprile 2018 per il periodo 2018 – 2026.

²⁰ Consiglio di Amministrazione nominato in data 26 aprile 2021.

²¹ Amministratore incaricato del Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

²² Con riferimento a quanto previsto dall'art. 148, comma terzo, del Testo Unico della Finanza e a quanto contenuto nel vigente Codice di Corporate Governance promosso da Borsa Italiana S.p.A.

STRUTTURA AZIONARIA AL 30 SETTEMBRE 2022

Si riporta di seguito la struttura azionaria di ERG S.p.A. ad esito del closing dell'operazione volta alla creazione della partnership di lungo periodo tra San Quirico S.p.A. e il fondo di investimento IFM Net Zero Infrastructure Fund SCSp, avvenuto in data 15 settembre 2022. A decorrere da tale data, ERG S.p.A. è soggetta alla limitata direzione e coordinamento da parte di SQ Renewables S.p.A., conformemente a quanto previsto nel relativo Regolamento, a disposizione del pubblico sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione "Corporate Governance/Documenti di Governance".

VARIAZIONE PERIMETRO DI BUSINESS NEL 2022

• Solare – Progetto Siena

In data 7 luglio 2022 ERG ha perfezionato l'acquisizione da ABN AMRO Sustainable Impact Fund PE B.V. del 100% del capitale di MP Solar B.V., proprietaria, tramite sette società italiane, di diciotto impianti fotovoltaici in esercizio. Gli impianti, con una potenza installata totale pari a 33,8 MW ed una produzione complessiva annua di 46 GWh, sono entrati in esercizio tra la fine del 2010 e il 2011 e beneficiano del regime tariffario di cui al cosiddetto Conto Energia (II, III e IV).

Il corrispettivo dell'operazione in termini di enterprise value al 31 dicembre 2021 è stato pari a circa 128 milioni di Euro e l'EBITDA 2021 è stato pari a circa 17 milioni di Euro.

• Eolico – Progetto Donatello

in data 9 settembre 2022 ERG, ha acquistato da EDP Renewables Italia Holding S.r.l. l'intero capitale sociale di sette società, proprietarie di altrettanti parchi eolici situati in Italia. Gli impianti, con una capacità installata totale pari a 172 MW ed una produzione complessiva annua di circa 400 GWh, beneficiano di un regime tariffario "CfD" (contratto per differenza) con il GSE della durata di 20 anni a partire dalla loro entrata in esercizio, avvenuta tra il 2018 e la fine del 2021.

Il corrispettivo dell'operazione in termini di enterprise value al 31 dicembre 2021 è stato pari a circa 420 milioni di Euro e l'EBITDA per il primo semestre 2022 pari a circa 36 milioni di Euro.

Inoltre, nel corso dei primi nove mesi del 2022, sono entrati in piena operatività due parchi eolici nel Regno Unito per una capacità complessiva pari a 70 MW, due parchi eolici in Francia per una capacità complessiva pari a 27 MW e, da fine giugno 2022, è entrato in operatività il parco eolico di Piotrkow in Polonia per complessivi 24,5 MW, tutti sviluppati e costruiti internamente dal Gruppo.

PROSPETTI CONTABILI E ALTRE INFORMAZIONI

CONTO ECONOMICO ADJUSTED

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

I dati 2022 e 2021 sono stati esposti secondo quanto previsto dall'IFRS 5, riclassificando pertanto alla riga "Risultato netto attività destinate ad essere cedute" per il 2022 il risultato del business Termo, su cui il Gruppo ERG sta già ponendo in essere le attività necessarie ad avviare un nuovo processo competitivo finalizzato all'individuazione di un nuovo acquirente, e per il 2021 anche il risultato del business Hydro, oltreché il già citato business Termoelettrico. Si ricorda infine che la presente informativa riflette gli impatti economici del consolidamento delle società solari del progetto Siena dal 1°luglio 2022 e delle società eoliche del progetto Donatello dal 1°agosto 2022.

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.

III Trimestre			(milioni di Euro)		9 Mesi
2022	2021 Proforma	∆	CONTO ECONOMICO ADJUSTED		2022	2021 Proforma	∆
188	123	65	Ricavi	1	562	382	180
3	2	1	Altri proventi 2		9	4	5
191	125	66	RICAVI TOTALI		571	386	185
(9)	(3)	(7)	Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze	3		(4)	(10)
(38)	(35)	(3)	Costi per servizi e altri costi operativi	4		(95)	(16)
(11)	(12)	1	Costi del lavoro		(35)	(33)	(2)
133	75	58	MARGINE OPERATIVO LORDO		411	254	157
(59)	(51)	(8)	Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	5	(166)	(149)	(17)
75	25	50	Risultato operativo netto		245	105	140
(6)	(7)	2	Proventi (oneri) finanziari netti	6	(18)	(23)	5
0	0	(0)	Proventi (oneri) da partecipazioni netti		0	0	(0)
69	18	52	Risultato prima delle imposte		227	82	144
(18)	(4)	(14)	Imposte sul reddito	7	(53)	(16)	(37)
51	13	38	Risultato netto attività continue		174	66	107
16	18	(2)	Risultato netto attività cedute	8	21	65	(45)
67	31	36	Risultato netto di periodo		194	131	63
(3)	(1)	(2)	Risultato di azionisti terzi		(4)	(2)	(3)
64	30	34	Risultato netto di Gruppo		190	130	60

1 - Ricavi

I ricavi delle vendite sono costituiti principalmente:

dalle vendite di energia elettrica prodotta da impianti eolici, solari. L'energia è venduta nei canali wholesale, e a clienti tramite contratti bilaterali. In particolare, 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) e i Power Purchase Agreements (PPA), contratti di vendita dell'energia di lungo periodo a prezzi prefissati, al momento attivi nell'eolico in Italia, Francia e Regno Unito;
dagli incentivi relativi alla produzione dei parchi eolici in funzione e degli impianti solari.

I ricavi adjusted del terzo trimestre 2022 sono pari a 188 milioni in significativo aumento rispetto ai 123 milioni del terzo trimestre 2021 proforma (562 milioni nei primi nove mesi 2022 contro i 382 milioni del 2021) principalmente per il contributo delle società eoliche e solari neoacquisite in Italia nel terzo trimestre 2022, dei nuovi parchi acquisiti in Spagna e del contributo dei parchi eolici e solari acquisiti nel corso del quarto trimestre 2021 in Francia e Germania, oltreché del contributo dei nuovi parchi entrati in operatività nel Regno Unito, in Francia e Polonia, in parte compensati dal decremento del valore unitario dell'incentivo in Italia (da 109,4 a 42,9 €/MWh).

Si segnala che i ricavi del terzo trimestre 2022 non includono:

l'impatto relativo all'applicazione della normativa "Windfall Tax" in Romania pari a circa 10 milioni (15 milioni nei primi nove mesi);
l'impatto relativo all'applicazione della normativa "15-bis Sostegni ter" in Italia pari a circa 6 milioni;

Tali poste, di carattere straordinario e temporaneo, sono state isolate come special items.

2 - Altri proventi

Gli altri proventi comprendono principalmente i rimborsi assicurativi, gli indennizzi e i recuperi di spese e i contributi in conto esercizio. Nell'esercizio 2022, la voce include inoltre il parziale rilascio del fondo rischi di natura fiscale in materia di imposte locali (6 milioni) in considerazione di vari pronunciamenti favorevoli in alcuni contenziosi giudiziari.

3 - Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze

I costi per acquisti comprendono i costi per acquisti di materie prime e ricambi.

4 - Costi per servizi ed altri costi operativi

I costi per servizi includono i costi di manutenzione, i costi per convenzioni con enti locali, per consulenze, i costi assicurativi e per servizi forniti da terzi.

Gli altri costi operativi sono relativi principalmente agli affitti passivi, agli accantonamenti per rischi ed oneri ed alle imposte diverse da quelle sul reddito.

I valori nei primi nove mesi 2022 non includono:

gli oneri accessori legati ad operazioni straordinarie pari a circa 4 milioni (2 milioni nel terzo trimestre);
accantonamenti correlati a poste straordinarie sui Business dismessi dal Gruppo (0,5 milioni).

Gli oneri per canoni di locazione (costi di leasing ai fini IFRS 16) per 9 milioni (3 milioni nel terzo trimestre 2022) sono classificati nella presente voce del Conto Economico riclassificato. Per una spiegazione più approfondita di tale classificazione, si rinvia al paragrafo "IFRS 16" consultabile in "Definizioni" all'interno della sezione "Indicatori alternativi di performance".

5 - Ammortamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti si riferiscono agli impianti eolici ed agli impianti solari. L'incremento del periodo è legato principalmente a seguito del contributo degli asset eolici e fotovoltaici acquisiti in Italia e all'estero nei precedenti trimestri, oltreché del pieno contributo dei nuovi parchi in Regno Unito, Francia e Polonia sviluppati internamente, solo in parte compensati da minori ammortamenti per il raggiunto termine della vita utile di alcune componenti di parchi eolici in Italia. Si precisa che i valori dei primi nove mesi 2022 non includono:

la svalutazione del valore netto residuo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali di parchi eolici del portafoglio Italia, a seguito dell'autorizzazione di un progetto di Repowering ottenute nel primo trimestre 2022 pari a 7 milioni;
gli ammortamenti legati all'applicazione del principio contabile IFRS 16, come già commentato alla voce 4, pari a 5 milioni (2 milioni nel terzo trimestre 2022).

6 - Proventi (oneri) finanziari netti

Gli oneri finanziari netti adjusted del terzo trimestre 2022 sono stati pari a 6 milioni, in lieve diminuzione rispetto al terzo trimestre 2021 proforma (7 milioni), grazie all'effetto delle operazioni di liability management effettuate nel corso del 2021.

Gli oneri finanziari netti adjusted dei primi nove mesi 2022 sono stati pari a 18 milioni, in sensibile diminuzione rispetto ai primi nove mesi 2021 proforma (23 milioni), grazie all'effetto delle operazioni di liability management effettuate nel corso del 2021.

Il costo medio del debito a medio-lungo termine nei primi nove mesi 2022 si è attestato all'1,3% rispetto al 1,6% dei primi nove mesi 2021 proforma a seguito dei medesimi effetti sopra descritti.

La voce include anche gli effetti degli strumenti derivati di copertura dal rischio di fluttuazione dei tassi.

Si precisa infine che i valori, nei nove mesi 2022, non includono le seguenti componenti straordinarie (special items) legate ad operazioni di liability management:

oneri finanziari (-3 milioni) relativi al rimborso di tre Corporate Loan avvenuto nel mese di gennaio 2022;
oneri finanziari (-3 milioni), legati all'effetto reversal relativo ad operazioni di rifinanziamento eseguite in anni precedenti in applicazione del principio contabile IFRS 9;
oneri finanziari legati al debito rilevato in applicazione del metodo patrimoniale introdotto dall'IFRS 16 (-4 milioni), come già commentato alla voce 4.

7 - Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito adjusted del terzo trimestre 2022 sono pari a 18 milioni, in aumento rispetto ai 4 milioni del terzo trimestre 2021 proforma principalmente per effetto di un imponibile superiore per i già commentati risultati del periodo. Si precisa che la voce non include l'impatto derivante dall'art. 37 del D.L. 21 marzo 2022 pari a circa 1 milione. Tale imposta è stata isolata come special item.

Il tax rate adjusted del terzo trimestre 2022, ottenuto dal rapporto tra le imposte e l'utile ante imposte, è risultato pari al 26% (24% nel terzo trimestre 2021 proforma).

Le imposte sul reddito adjusted dei primi nove mesi sono pari a 53 milioni, in sensibile aumento rispetto a 16 milioni dei primi nove mesi 2021 proforma principalmente per effetto di un imponibile superiore per i già commentati risultati del periodo. Si precisa che la voce non include l'impatto derivante dall'art 37 del D.L. 21 marzo 2022 pari a circa 37 milioni. Tale imposta è stata isolata come special item.

Il tax rate adjusted dei primi nove mesi 2022, ottenuto dal rapporto tra le imposte e l'utile ante imposte, è risultato pari al 23% (20% nei primi nove mesi 2021 proforma).

8 - Risultato netto attività destinate ad essere cedute

Il risultato netto delle attività destinate ad essere cedute reported comprende per il 2022 il risultato della società ERG Power S.r.l.²⁷ e la plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni avvenuta in data 3 gennaio 2022 (pari a circa 324 milioni). Tale importo è stato isolato come special item. Per i primi nove mesi del 2021 la voce comprende anche il risultato della società ERG Hydro S.r.l (ora Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l) secondo quanto previsto dal principio IFRS 5.

Il risultato netto delle attività destinate ad essere cedute adjusted comprende per i primi nove mesi 2022 il risultato della società ERG Power S.r.l., pari a 21 milioni; tale importo, rispetto ai dati reported, non include l'impatto derivante dall'art 37 del D.L. 21 marzo 2022 pari a circa 4 milioni e comprende gli ammortamenti dell'intero periodo

²⁷ Il risultato del business termoelettrico compreso nelle "Attività destinate ad essere cedute" reported è pari a 32 milioni nei primi nove mesi 2022. Come richiesto dall'IFRS 5 non sono stati contabilizzati gli ammortamenti del business termo a partire dalla data di classificazione come attività destinate ad essere cedute (1° febbraio 2022), per un importo pari a 15 milioni (netto imposte). Si precisa che, a partire dalla presente informativa trimestrale, i risultati adjusted delle discontinued operations includono il pieno contributo degli ammortamenti del business termoelettrico. Il terzo trimestre è stato pertanto calcolato in coerenza con quanto indicato.

SITUAZIONE PATRIMONIALE ADJUSTED

Lo Stato Patrimoniale riclassificato raggruppa i valori attivi e passivi dello schema di Bilancio, utilizzato nella redazione della relazione finanziaria annuale, evidenziando gli impieghi di risorse nel capitale immobilizzato e in quello circolante e le relative fonti di finanziamento. Per la definizione degli indicatori delle grandezze utilizzate nello Stato Patrimoniale Riclassificato si rimanda a quanto indicato nella successiva sezione Indicatori Alternativi di Performance. Di seguito sono indicati i valori al 30 settembre 2022 che non includono gli impatti derivanti dall'applicazione del principio IFRS 16 pari a circa 159 milioni di maggiore indebitamento finanziario netto con contropartita sul Capitale investito netto pari a circa 155 milioni.

Si ricorda che, in applicazione dell'IFRS 5 il contributo patrimoniale del business termoelettrico è riclassificato alla voce Capitale investito netto attività destinate ad essere cedute.

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO ADJUSTED

30/09/2021	(milioni di Euro)		30/09/2022	30/06/2022	31/12/2021
3.404	Capitale immobilizzato	3.493	2.873	3.624
126	Capitale circolante operativo netto	2	113	48	177
(5)	Fondi per benefici ai dipendenti		(4)	(3)	(5)
446	Altre attività	3	330	356	434
(547)	Altre passività 4		(792)	(619)	(623)
3.424	Capitale investito netto attività continue	3.140	2.655	3.608
-	Capitale investito netto attività destinate ad essere cedute		239	293	-
3.424	Capitale investito netto		3.379	2.948	3.608
1.585	Patrimonio netto di Gruppo		1.818	1.929	1.547
10	Patrimonio netto di terzi 5		13	10	10
1.829	Indebitamento finanziario netto Attività Continue 6		1.542	1.019	2.051
-	Indebitamento finanziario netto Discontinued Operations		6	(9)	-
3.424	Mezzi propri e debiti finanziari	3.379	2.948	3.608

1 - Capitale immobilizzato

(milioni di Euro)	Immateriali	Materiali	Finanziarie	Totale
Capitale immobilizzato al 31/12/2021	1.116	2.463	45	3.624

Investimenti	2	211	5	218
Variazioni area di consolidamento	259	(228)	1	32
Disinvestimenti e altre variazioni	5	(8)	0	(4)
Ammortamenti	(45)	(126)	-	(171)
Riclassifica IFRS 5	(0)	(194)	(12)	(207)

Capitale immobilizzato al 31/03/2022	1.336	2.118	39	3.493

La voce "Investimenti" si riferisce principalmente alle attività di sviluppo organico correlate al completamento dei parchi eolici in Regno Unito, Polonia e Svezia per 62 MW, all'avvio delle attività di costruzione in Italia per 47 MW Greenfield e di Repowering sui parchi italiani per circa 193 MW di nuova capacità eolica.

La voce "Variazione area di consolidamento" include gli impatti dell'acquisizione dei parchi eolici e fotovoltaici in Italia, consolidati integralmente nel terzo trimestre 2022, l'acquisizione di impianti fotovoltaici in Spagna, consolidati integralmente a partire dal primo trimestre 2022 ed al deconsolidamento della Società ERG Hydro (ora "Enel Appennino Centrale"), ceduta in data 3 gennaio 2022.

La voce "rettifica impatto IFRS 5" indica gli impatti della riclassifica del capitale immobilizzato del business termoelettrico alla riga Capitale Investito netto destinato ad essere ceduto.

La riga "Disinvestimenti e altre variazioni" include le cessioni di immobilizzazioni, gli utilizzi dei ricambi di main component e riclassifiche.

2 - Capitale circolante operativo netto

Include le rimanenze di magazzino di parti di ricambio, i crediti per incentivi, i crediti per vendita di energia elettrica, e i debiti commerciali principalmente riguardanti l'acquisto di energia elettrica, la manutenzione degli impianti eolici e solari ed altri debiti commerciali su investimenti per lo sviluppo dei parchi eolici e solari.

3 - Altre attività

Sono costituite principalmente dai crediti per imposte anticipate, da crediti verso erario per acconti versati e da pagamenti già effettuati a fronte di prestazioni in corso.

4 - Altre passività

Sono relative principalmente all'effetto negativo del fair value degli strumenti derivati di copertura sull'energia elettrica dovute all'andamento del prezzo delle commodities, alle imposte differite calcolate sulle differenze fra i valori civilistici ed i relativi valori fiscali (principalmente autorizzazioni, concessioni e cespiti), alla stima delle imposte di competenza del periodo ed ai fondi per rischi ed oneri.

5 – Patrimonio Netto di terzi

Le minorities sono relative alla partecipazione non totalitaria (78,5%) in Andromeda PV S.r.l., acquisita nel 2019.

6 - Indebitamento finanziario netto

Si precisa che l'indebitamento adjusted non include il debito finanziario legato all'applicazione dell'IFRS 16 pari a circa 159 milioni (129 milioni al 31 dicembre 2021).

RIEPILOGO INDEBITAMENTO DEL GRUPPO ADJUSTED

30/09/2021	(milioni di Euro)	30/09/2022	30/06/2022	31/12/2021
2.345	Indebitamento finanziario a medio-lungo termine	1.791	1.800	2.073
(517)	Indebitamento finanziario (disponibilità liquide) a breve termine	(249)	(781)	(22)
1.829	Totale indebitamento attività continue	1.542	1.019	2.051
-	Totale indebitamento Discontinued Operations	6	(9)	-
1.829	Totale	1.548	1.009	2.051

Si riporta nella tabella seguente l'indebitamento finanziario a medio-lungo termine del Gruppo ERG:

INDEBITAMENTO FINANZIARIO A MEDIO-LUNGO TERMINE

30/09/2021	(milioni di Euro)	30/09/2022	30/06/2022	31/12/2021
508	Finanziamenti bancari a medio-lungo termine	0	0	249
1.621	Debiti finanziari a medio-lungo termine	1.606	1.606	1.614
2.129	Totale	1.606	1.606	1.863
269	Totale Project Financing	254	225	237
(53)	Quota corrente Project Financing	(69)	(31)	(27)
216	Project Financing a medio-lungo termine	185	194	210

2.345	Totale indebitamento finanziario MLT Attività Continue	1.791	1.800	2.073
-	Totale indebitamento finanziario MLT Discontinued Operations	-	-	-

2.345	TOTALE	1.791	1.800	2.073

I "Debiti finanziari a medio-lungo termine", pari a 1.606 milioni di Euro, si riferiscono principalmente a:

passività derivante dal collocamento di tre prestiti obbligazionari rispettivamente di importo pari a 500 milioni (della durata di 6 anni a tasso fisso) e 600 milioni (della durata di 7 anni a tasso fisso) e 500 milioni (della durata di 10 anni a tasso fisso), emessi nell'ambito del Programma Euro Medium Term Notes (EMTN). Le passività sono rilevate al netto degli oneri accessori a medio lungo periodo rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (9 milioni);
passività correlate a componenti differite dei corrispettivi di acquisto di assets ed autorizzazioni (14 milioni).

I debiti per "Project Financing" pari a 254 milioni di Euro al 30 settembre 2022 sono relativi a:

finanziamenti per 93 milioni di Euro relativi alla società Andromeda PV S.r.l;
finanziamenti per 128 milioni di Euro erogati per la costruzione di parchi eolici, rilevati complessivamente al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (2 milioni) e dell'effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (3 milioni) a seguito dell'applicazione dell'IFRS 9;
finanziamenti (38 milioni), rilevati complessivamente al netto degli oneri accessori rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (1 milione) e leasing finanziari (16 milioni) delle neo acquisite società fotovoltaiche in Italia per circa 54 milioni.

L'indebitamento finanziario netto a breve è così costituito:

INDEBITAMENTO FINANZIARIO (DISPONIBILITÀ LIQUIDE) A BREVE TERMINE

30/09/2021	(milioni di Euro)	30/09/2022	30/06/2022	31/12/2021
126	Finanziamenti bancari a breve termine	401	321	1.305
63	Altri debiti finanziari a breve termine	46	96	67
189	Passività finanziarie a breve termine	447	417	1.372
(628)	Disponibilità liquide (1)	(341)	(750)	(880)
(59)	Titoli e altri crediti finanziari a breve termine	(364)	(424)	(491)
(687)	Attività finanziarie a breve termine	(705)	(1.174)	(1.371)
53	Project Financing a breve termine	84	31	27
(71)	Disponibilità liquide	(75)	(56)	(50)
(18)	Project Financing	9	(24)	(23)
(517)	Totale indebitamento finanziario BT Attività Continue	(249)	(781)	(22)
-	Totale indebitamento finanziario BT Discontinued Operations	6	(9)	-

(517)	TOTALE	(242)	(791)	(22)

(1) Include l'impatto dell'applicazione dell'IFRS 5 relativamente alle disponibilità liquide del business termoelettrico.

I finanziamenti bancari a breve termine comprendono:

le linee di finanziamento a breve termine.
un corporate loan bilaterale con UBI Banca S.p.A. (ora Gruppo Intesasanpaolo) (100 milioni) sottoscritto nel primo semestre 2016, il cui rimborso è previsto nel primo trimestre 2023.
un Environmental, Social e Governance senior loan ("ESG Loans") con Mediobanca S.p.A. (150 milioni) sottoscritto nel primo semestre 2016 e rifinanziato nel quarto trimestre 2021 (prima corporate loan bilaterale).

I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori a breve termine rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (1 milione) e dell'effetto della rinegoziazione dei finanziamenti (1 milione) a seguito dell'applicazione dell'IFRS 9.

Gli altri debiti finanziari a breve termine comprendono principalmente i debiti finanziari su strumenti derivati fisici non di copertura (37 milioni) e ratei per interessi passivi su Bond e Corporate Loan (5 milioni).

Le attività finanziarie a breve termine includono impieghi a breve di liquidità per circa 100 milioni, depositi a garanzia dell'operatività su strumenti derivati "futures" circa 90 milioni e le attività derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura dei tassi di interesse per 67 milioni.

Flussi finanziari

Si rappresenta lo schema di rendiconto finanziario a partire dai valori adjusted al fine di agevolare la comprensione della dinamica dei flussi di cassa del periodo. L'analisi della variazione dell'indebitamento finanziario netto è la seguente:

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021 (1)	(milioni di Euro)	2022	2021 (1)
133	119	Margine operativo lordo adjusted	411	400
(49)	(17)	Variazione capitale circolante	(14)	(23)
85	102	Cash Flow Operativo	397	377
(91)	(56)	Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali	(213)	(179)
(514)	-	Acquisizioni di assets e business combination	(610)	(188)
-	-	Incasso cessione ERG Hydro	1.265	-
(4)	(0)	Investimenti immobilizzazioni finanziarie	(4)	(0)
(2)	(4)	Disinvestimenti e altre variazioni	(8)	3
(611)	(60)	Cash Flow da investimenti/dinvestimenti	429	(364)
(6)	(7)	Proventi (oneri) finanziari	(18)	(23)
-	(11)	Oneri finanziari chiusura finanziamenti	(3)	(13)
0	0	Proventi (oneri) da partecipazione netti	0	0
75	-	Incasso distribuzione riserve ERG Power (2)	75	-
69	(19)	Cash Flow da gestione finanziaria	54	(36)
(2)	-	Cash Flow da gestione Fiscale	(49)	(25)
-	-	Distribuzione dividendi	(136)	(113)
(66)	(161)	Altri movimenti di patrimonio netto	(113)	(229)
(66)	(161)	Cash Flow da Patrimonio Netto	(249)	(342)
-	-	Variazione area di consolidamento	(69)	-
(14)	-	Cash Flow Termo	(11)	-
1.009	1.692	Indebitamento finanziario netto iniziale	2.051	1.439
539	137	Variazione netta	(503)	389

1.548	1.829	Indebitamento adjusted totale	1.548	1.829
(6)	-	(+ PFN Termo)	(6)	-

1.542	1.829	Indebitamento adjusted "Attività continue"	1.542	1.829

(1) Si precisa che il flusso di cassa relativo al 2021 è rappresentato tenendo conto dei flussi di cassa delle attività destinate ad essere cedute.

(2) Attività destinata ad essere ceduta.

Il Cash Flow operativo dei primi nove mesi 2022 è positivo per 397 milioni, in aumento rispetto al corrispondente periodo del 2021 principalmente per i risultati operativi dell'esercizio e le dinamiche puntuali del circolante.

Il Cash flow da investimenti dei primi nove mesi 2022 include l'incasso avvenuto a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni (1.265 milioni), gli effetti delle acquisizioni di impianti fotovoltaici operativi in Spagna (96 milioni) ed in Italia (118 milioni), l'acquisizione di impianti eolici operativi in Italia (396 milioni) oltreché gli investimenti del periodo (213 milioni) finalizzati allo sviluppo dei parchi eolici in Regno Unito, Polonia, Francia e Svezia nonché gli sviluppi sui progetti di Repowering e Reblading in Italia.

Il Cash flow da gestione finanziaria si riferisce principalmente agli interessi maturati nel periodo e agli oneri finanziari sostenuti nell'ambito delle attività di Liability Management.

Il Cash flow da Gestione Fiscale si riferisce al versamento delle imposte dirette avvenute nell'esercizio. La voce include inoltre l'acconto del contributo straordinario derivante dall'art.37 del D.L. 21/2022 pari a circa 15 milioni.

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.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Definizioni

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

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

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

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

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

• i Ricavi adjusted sono i ricavi, come indicati negli schemi di Bilancio, con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);
• il Margine operativo lordo è un indicatore della performance operativa calcolato sommando al Risultato Operativo Netto gli "Ammortamenti e svalutazioni". Il Margine Operativo Lordo è indicato esplicitamente come subtotale negli schemi di Bilancio;
il Margine operativo lordo adjusted è il margine operativo lordo, come sopra definito, con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items) e con la riclassifica degli impatti legati all'applicazione dell'I-FRS 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 attività continue non include il risultato delle attività destinate ad essere cedute relative ai business termoelettrico ed idroelettrico riclassificato alla riga "Risultato netto attività destinate ad essere cedute".
Il Risultato netto attività continue è il Risultato netto attività continue 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.
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 all'incremento degli assets per Diritto di utilizzo ("right of use");
L'Indebitamento finanziario netto rappresenta un indicatore della struttura finanziaria ed è determinato conformemente alle linee guida ESMA 32-382-1138 (Guidelines on Prospectus disclosures) ed il Richiamo di attenzione Consob n. 5/2021, comprendendo la quota non corrente di attività relative agli strumenti finanziari derivati a copertura dei tassi di interesse.
L'indebitamento finanziario netto attività continue 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:
- 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;
- proventi ed oneri legati ad eventi non caratteristici della normale attività del business, quali gli oneri di ristrutturazione e ambientali;
- plusvalenze e minusvalenze legate alla dismissione di asset;
- le svalutazioni significative rilevate sugli asset a esito degli impairment test;
- i proventi ed i relativi reversal rilevati in applicazione dell'IFRS 9 in relazione alle operazioni di ristrutturazione dei finanziamenti in essere

IFRS 16

Il Gruppo, in qualità di locatario, ha rilevato nuove passività per leasing e maggiori asset per Diritto di utilizzo ("right of use") correlate principalmente al business Eolico e relativi all'utilizzo di terreni, magazzini, immobili, attrezzature, sottostazioni e par co macchine.

L'applicazione del Principio 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 ope rativi 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 nei primi nove mesi 2022:

• il miglioramento del Margine Operativo Lordo nella misura dei canoni di locazione che rientrano nell'ambito dell'IFRS 16, pari a circa 9 milioni;
l'incremento (circa 159 milioni) dell'indebitamento finanziario netto e del capitale investito netto (circa 155 milioni) in rela zione all'applicazione del metodo patrimoniale indicato dal Principio;
maggiori ammortamenti (5 milioni) e maggiori oneri finan ziari (4 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 busi ness 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 adju sted a titolo di ragionevole approssimazione dei costi di loca zione ed in coerenza con la manifestazione finanziaria (canone periodico) degli stessi. Coerentemente anche l'indebitamento finanziario netto adjusted ed il capitale investito netto adjusted sono rappresentati al netto del debito legato all'attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione.

Riconciliazione con i risultati economici adjusted

MARGINE OPERATIVO LORDO

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021	(milioni di Euro)	Note	2022	2021
119	76	Margine operativo lordo Attività continue		394	254
		Esclusione Special Items:
(3)	(3)	- Riclassifica IFRS 16	1	(9)	(7)

		Italia
2	2	- Storno oneri accessori operazioni straordinarie (Progetti Speciali)	2	4	5
-	-	- Storno indennità di cessazione carica CEO	3	-	3
-	-	- Storno accantonamento fondo Business dismessi	4	0	-
6		- Storno Sostegni Ter	5	6	-

		East Europe
10	-	- Storno Windfall Tax Romania	6	15	-
133	75	Margine operativo lordo adjusted		411	254

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021	(milioni di Euro)	Note	2022	2021
(60)	(51)	Ammortamenti e svalutazioni		(178)	(152)

		Esclusione Special Items:
2	1	- Riclassifica IFRS 16	1	5	4
0	-	- Storno svalutazione Repowering Wind Italia	7	7	-
(59)	(51)	Ammortamenti adjusted		(166)	(149)

RISULTATO NETTO DI GRUPPO

III Trimestre				9 Mesi
2022	2021	(milioni di Euro)		2022	2021
36 (16)		Risultato netto attività continue di Gruppo		108	30
		Esclusione Special Items:
-		Esclusione rettifica IFRS 5 su ammortamenti ERG Hydro		-	-
0	0	Riclassifica IFRS 16	1	0	-
1	2	Esclusione Oneri accessori operazioni straordinarie	2	4	5
-	-	Esclusione indennità di cessazione carica CEO	3	-	2
0	0	Esclusione oneri correlati a Business dismessi	4	0	0
-	-	Esclusione oneri correlati svalutazione impianti Impairment Test	9	-	-
14	-	Esclusione impatto WindFall Tax Romania e contributo 25% Extraprofitti	5-6-8	54	-
-	16	Esclusione svalutazione Repowering Wind Italia	7	5	16
0	10	Esclusione oneri accessori prepayment finanziamenti	9	2	11
0	-	Esclusione imposta sostitutiva Solar Italy	10	(1)	-
1	1	Esclusione impatto gains/losses on IFRS 9	11	2	2
51	13	Risultato netto attività continue di Gruppo adjusted		174	66

1. Riclassifica su impatto applicazione IFRS 16. Si rimanda a quanto già commentato nel precedente paragrafo.
2. Oneri accessori relativi ad altre operazioni di natura non ricorrente ed alle acquisizioni avvenute nel corso dell'esercizio 2022 relative a parchi eolici e solari operativi in Italia e Spagna, nonché alle acquisizioni non andate a buon fine.
3. Indennità di cessazione carica in conseguenza dell'avvicendamento dell'Amministratore Delegato avvenuto in data 26 aprile 2021.
4. Accantonamenti correlati a poste straordinarie sui Business dismessi dal Gruppo.
5. Impatto art.15-bis del D.L. 4/2022 (Sostegni-Ter) sulle neo-acquisite società solari in Italia
6. Impatto derivante dall'applicazione della normativa "Windfall Tax" nella società Corni Eolian S.A. in Romania.
7. Svalutazione del valore netto residuo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali di un parco eolico in Italia, a seguito dell'autorizzazione di un progetto di Repowering.
8. Esclusione del contributo straordinario previsto dall'art.37 del DL 21/2022 per circa 37 milioni per il perimetro Attività continue.
9. Oneri finanziari correlati alla chiusura anticipata di finanziamenti Corporate nell'ambito di attività di Liability Management.
10. Storno beneficio dell'imposta sostitutiva ERG Solar Holding.
11. Nei primi nove mesi del 2022, 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 nei primi nove mesi del 2022 di oneri 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.

Riconciliazione valori adjusted proforma 9 mesi 2021

CONTO ECONOMICO ADJUSTED

(milioni di Euro)	9M2021	ERG Hydro	ERG Power	9M2021 proforma
Ricavi	789	(140)	(267)	382
Altri ricavi	6	(2)	-	4
Ricavi totali	795	(142)	(267)	386
Costi per acquisti	(223)	1	218	(4)
Variazioni delle rimanenze	0	0	0	0
Costi per servizi e altri costi operativi	(123)	17	11	(95)
Costi del lavoro	(50)	7	10	(33)
Margine operativo lordo	400	(117)	(29)	254
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(204)	33	22	(149)
Risultato operativo	196	(85)	(7)	105
Proventi (oneri) finanziari netti	(23)	0	0	(23)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	-	-	0	0
Risultato prima delle imposte	173	(85)	(6)	82
Imposte sul reddito	(42)	25	1	(16)
Risultato netto attività continue	131	(60)	(5)	66
Risultato netto attività destinate ad essere cedute	-	-	5	65
Risultato prima degli interessi di terzi	131	-	-	131
Risultato di azionisti terzi	(2)	-	-	(2)
Risultato netto di competenza del Gruppo	130	-	-	130

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

Conto Economico 9 mesi 2022

(milioni di Euro)	Schemi di Bilancio	Riclassifica impatto IFRS 16	Rettifica impatto IFRS 9	Storno special items	Conto Economico adjusted

Ricavi	542	-	-	21	562
Altri proventi	9	-	-	(0)	9
Ricavi totali	551	-	-	20	571
Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze	(14)	-	-	-	(14)
Costi per servizi e altri costi operativi	(108)	(9)	-	5	(112)
Costi del lavoro	(35)	-	-	-	(35)
Margine operativo lordo	394	(9)	-	25	411
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(178)	5	-	7	(166)
Risultato operativo	217	(4)	-	32	245
Proventi (oneri) finanziari netti	(27)	4	3	3	(18)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	(0)	-	-	0	0
Risultato prima delle imposte	189	0	3	35	227
Imposte sul reddito	(82)	-	(1)	29	(53)
Risultato netto attività continue	108	0	2	64	174
Risultato netto attività destinate ad essere cedute	356	-	-	(335)	21
Risultato netto di periodo	464	0	2	(271)	194
Risultato di azionisti terzi	(4)	-	-	-	(4)
Risultato netto di competenza del Gruppo	459	0	2	(271)	190

Stato Patrimoniale riclassificato al 30 settembre 2022

(milioni di Euro)	Stato Patrimoniale Reported	Rettifica impatto IFRS 16	Stato Patrimoniale Adjusted
Immobilizzazioni immateriali	1.336	-	1.336
Immobilizzazioni materiali	2.273	(156)	2.118
Partecipazioni ed altre immobilizzazioni finanziarie	39	-	39
Capitale immobilizzato	3.649	(156)	3.493
Rimanenze	18	-	18
Crediti commerciali	263	-	263
Debiti commerciali	(168)	-	(168)
Debiti verso erario per accise	(0)	-	(0)
Capitale circolante operativo netto	113	-	113
Fondi per benefici ai dipendenti	(4)	-	(4)
Altre attività	329	1	330
Altre passività	(792)	-	(792)
Capitale investito netto attività continue	3.295	(155)	3.140
Capitale investito netto attività destinate ad essere cedute	239	-	239
Capitale investito netto	3.534	(155)	3.379
Patrimonio netto Gruppo	1.814	4	1.818
Patrimonio netto di terzi	13	-	13
Indebitamento finanziario a medio-lungo termine	1.701	(159)	1.542
Indebitamento finanziario netto attività destinate ad essere cedute	6	-	6
Mezzi propri e debiti finanziari	3.534	(155)	3.379

ERG S.P.A. Torre WTC via De Marini, 1 - 16149 Genoa Italy Phone 0102401 - Fax 0102401585 www.erg.eu

REGISTER OFFICE

via De Marini, 1 16149 Genoa Italy

Press release

The Board of Directors of ERG S.p.A. approves the consolidated results for the first nine months of 2022 and the third quarter of 2022

Third quarter 2022:

Adjusted consolidated EBITDA1 : EUR 133 million, EUR 75 million in the third quarter of 2021 proforma2 Adjusted profit (loss) from continuing operations: EUR 51 million, EUR 13 million in the third quarter of 2021 proforma

First nine months of 2022:

Adjusted consolidated EBITDA: EUR 411 million, EUR 254 million in the first nine months of 2021 proforma Adjusted net profit (loss) from continuing operations: EUR 174 million, EUR 66 million in the first nine months of 2021 proforma

• Growing results: the Group confirms the growth trend already seen in the first part of the year the first part of the year with very positive operating results, thanks in particular to the contribution of new assets from both M&A and organic developments.
• Growth of the renewable portfolio: efforts to speed up the execution of the plan and reinvest the income from asset rotation continue. In the 9 months, EUR 823 million have been invested in new renewable capacity totalling 571 MW and gradually entering the Group portfolio compared to 30 September 2021.
• Green Finance: in October, the first "Sustainability-Linked" revolving credit line related to specific ESG growth objectives for the renewable and D&I portfolio was signed, for EUR 600 million and a three-year duration, to strengthen and add flexibility to the Group's financial structure.

¹ In order to facilitate an understanding of the operating 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". A definition of the indicators and the reconciliation of the amounts involved are provided in the "Alternative Performance Indicators" section of this document.

² The figure relating to 2021 has been restated, for comparative purposes only, in consideration of the significant transformation of the Group's portfolio, therefore reclassifying the contribution of the hydroelectric and thermoelectric business under the item "Assets held for sale" in application of IFRS 5.

• ESG: ERG included among the Top 2% of the Moody's ESG Solutions global classification, which confirms the "Advanced" Rating for the third consecutive year. Further strengthening of the ESG governance model with the introduction of the "Policy to combat Violence, Harassment and Bullying in the workplace" for an increasingly inclusive approach. Update of the Sustainability Policy, which now includes a biodiversity section, in line with the International Principles.
• Sale of the CCGT: ERG confirms the plan to sell the CCGT even after the Antitrust Authority's refusal to transfer the asset to ENEL. The plant, which is reported under IFRS 5, recorded a sharp increase in EBITDA to EUR 52 million in the 9 months (EUR 29 million in the same period of 2021), partly due to the start of the high-performance cogeneration regime from 2022.
• Guidance 2022: in a regulatory context made uncertain by potential government interventions on the European energy markets, we revise upwards the forecast for EBITDA, which is now in a range between EUR 520 and EUR 550 million (previously EUR 485-515 million), capital expenditure between EUR 900 million and EUR 1 billion were confirmed, net financial indebtedness decreased slightly between EUR 1,500 and EUR 1,600 million (previously EUR 1,550-1,650 million)3.

Genoa, 11 November 2022 – The Board of Directors of ERG S.p.A., in its meeting held today, approved the consolidated results for the first nine months of 2022 and the third quarter of 2022.

Paolo Merli, CEO of ERG commented:

"The results of the third quarter, in line with what we have already seen in the first part of the year, were up considerably thanks mainly to the higher installed capacity in service during the period with an additional almost 600 MW, between Wind and Solar, across various geographic areas, compared to the same period in 2021. The ERG efforts are evidenced by the material investments in development in the first 9 months of 2022 of more than EUR 800 million, about double the EBITDA recorded in the same period, again demonstrating the Group' expansionary phase. Against this background, we are further increasing the EBITDA guidance and at the same time reducing the forecast for debt while confirming investments in the range of EUR 900 million to EUR 1 billion which will enable us to reach an installed capacity of around 3,000 MW as early as the end of the year or early 2023 at the latest."

³ See the press release of 23 September 2022.

HIGHLIGHTS

	3rd Quarter	(EUR million)	9 months
2022	2021(3)	ADJUSTED MAIN INCOME STATEMENT FIGURES(1)	2022	2021(3)
188	123	Revenue	562	382
133	75	Gross operating profit (EBITDA)	411	254
75	25	Operating profit (EBIT)	245	105
51	13	Profit (loss) from continuing operations	174	66
67	31	Net profit (loss)	194	131
64	30	of which profit attributable to owners of the parent	190	130

54	9	Reported Net profit (loss) (2)	459	101

		ADJUSTED MAIN FINANCIAL FIGURES (1)
3,140	3,424	Net invested capital of continuing operations (4)	3,140	3,424
1,831	1,595	Equity	1,831	1,595
1,542	1,829	Net financial indebtedness of continuing operations (4)	1,542	1,829
254	269	of which non-recourse Project Financing (5)	254	269
46%	53%	Financial leverage	46%	53%

71%	61%	EBITDA Margin %	73%	66%

		OPERATING DATA
2,760	2,188	Total installed capacity at the end of the period	MW	2,760	2,188
970	783	Total electricity output	GWh	3,625	2,892
1,440	1,234	Installed capacity at the end of the period – Italy	MW	1,440	1,234
493	456	Electricity output – Italy	GWh	1,745	1,640
600	476	Installed capacity at the end of the period – France	MW	600	476
187	162	Electricity output – France	GWh	733	597
327	272	Installed capacity at the end of the period – Germany	MW	327	272
82	71	Electricity output – Germany	GWh	403	279
70	-	Installed capacity at the end of the period – UK	MW	70	-
30	-	Electricity output – UK	GWh	145	-
92	-	Installed capacity at the end of the period – Spain	MW	92	-
58	-	Electricity output – Spain	GWh	145	-
231	206	Installed capacity in East Europe	MW	231	206
120	94	Electricity output – East Europe	GWh	454	375
605	49	Capital expenditure (6)	EUR million	823	350
574	521	Employees at the end of the period (7)	Unità	574	521

(1) Adjusted economic indicators do not include special items and related applicable theoretical taxes.

(2) Reported economic indicators are calculated on the basis of the Financial Statements and include special items and related theoretical taxes.

(3) The 2021 proforma values are restated in application of IFRS 5, reclassifying the contributions of the thermoelectric and hydroelectric businesses under the item "Profit (loss) from assets held for sale".

(4) Adjusted net financial indebtedness of continuing operations and Adjusted net invested capital of continuing operations are presented net of the effects deriving from the application of IFRS 16.

(5) Including cash and cash equivalents and excluding the fair value of the derivatives hedging interest rates.

(6) In property, plant and equipment and intangible assets. They also include Merger & Acquisition investments of EUR 610 million.

(7) The number of employees in 2022 does not include the 144 persons dedicated to ensuring the operation of the CCGT cogeneration plant. Similarly, the number of employees in 2021 does not include the 133 people included in the hydroelectric perimeter sold to ENEL Produzione S.p.A. and the 144 people dedicated to the thermoelectric business.

3rd Quarter		(EUR million)	9 months
2022	2021(3)	NET UNIT REVENUE (8)		2022	2021(3)
183	140	Italy – Wind	Euro/MWh	139	128
372	346	Italy – Solar	Euro/MWh	346	334
95	89	France – Wind	Euro/MWh	92	89
97	82	France – Solar	Euro/MWh	97	82
179	118	Germany – Wind	Euro/MWh	150	102
66	-	UK – Wind	Euro/MWh	159	-
111	-	Spain – Solar	Euro/MWh	130	-
249	111	East Europe – Wind	Euro/MWh	186	89

(8) 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.

COMMENTS ON THE PERFORMANCE FOR THE PERIOD

Third quarter

In the third quarter of 2022, adjusted revenue amounted to EUR 188 million, an increase of EUR 65 million compared to the third quarter of 2021 proforma (EUR 123 million), mainly due to higher output (in the period equal to 1.0 TWh, up 24%) attributable to the higher installed capacity (571 MW, of which 389 MW from wind and 182 MW from solar) following not only the recent acquisitions made in Italy in the third quarter of 2022⁴ and abroad in the fourth quarter of 2021⁵, but also the entry into operation of the farms developed internally in the United Kingdom, France and Poland in 2022. The higher market prices only partially affected the results as the Group adopts a hedging policy that provides for sales through fixed rates, PPAs under pre-established conditions and forward sales through financial hedging derivatives.

Adjusted EBITDA⁶, net of special items, came to EUR 133 million, up EUR 58 million from the EUR 75 million recorded in the third quarter of 2021 pro forma. In summary:

ITALY

• Wind (EUR +19 million): EBITDA of EUR 59 million, up compared to the third quarter of 2021 pro-forma (EUR 40 million) as a result of the contribution of the newly acquired wind assets (172 MW), consolidated on a lineby-lin basis from 1 August (EUR 22 million), partly offset by the lower wind speeds recorded in the period (404 GWh in the third quarter of 2022, of which 54 GWh deriving from the new wind farms compared to 384 GWh in 2021). The price effect, net of the new installed capacity, was essentially neutral compared to the third quarter of 2021 as the increase in the price scenario was largely offset by the lower value of the incentive and the hedging derivatives.
• Solar (EUR +8 million): EBITDA of EUR 31 million, up compared to the third quarter of 2021 proforma (EUR 23 million) due to the higher installed capacity (34 MW) following the acquisition of 18 photovoltaic plants,

⁴ It should be noted that the solar plants acquired from ABN Amro Sustainable Impact PE B.V. (for a total of 34 MW) are consolidated on a line-byline basis as of 1 July 2022, while the wind farms acquired from EDP Renewables Italia Holding S.r.l. (for a total of 172 MW) are consolidated on a line-by-line basis as of 1 August 2022.

⁵ It should be recalled that in the fourth quarter of 2021, the Group acquired an operational renewable portfolio of 152 MW in France and Germany. 6 Adjusted EBITDA is shown net of the positive effects arising from the application of IFRS 16, equal to approximately EUR 3 million, as well as other

negative effects of special items for approximately EUR 17 million. The adjusted EBITDA does not include the contribution of the thermoelectric business, given that it is in the process of being sold and has been reclassified to the item "Profit (loss) from assets held for sale".

consolidated from 1 July and due to the higher volumes recorded (89 GWh in the third quarter of 2022, of which 14 GWh deriving from new wind farms compared to 72 GWh in 2021). The price scenario effect, net of hedging derivatives and the scope effect, was essentially neutral.

ABROAD

• Wind (EUR +25 million): EBITDA of EUR 41 million, up from the third quarter of 2021 pro forma (EUR 16 million) due to the full contribution of the 217 MW of new capacity, as a result of the better prices captured in some geographic areas and the higher wind level experienced in East Europe.
• Solar (EUR +7 million): EBITDA of EUR 8 million in the third quarter of 2022 thanks to the full contribution of the farms consolidated in France (57 MW) in October 2021 and the new farms acquired in Spain (92 MW) in January 2022.

Overall, the scope effect linked to the new operational MW is EUR 44 million.

It should be noted that the total EBITDA is affected by the electricity price hedging policies implemented in line with the Group's risk policies. In compliance with the risk policy, most of the merchant generation for the year 2022 is sold forward and, therefore, there are limited impacts deriving from the application of Article 15-bis of Italian Decree Law no. 4/2022 (Sostegni-Ter), which provides for two-way compensation mechanisms on the basis of a reference price, substantially in line with the prices of existing hedges. In particular, the charges for the period, amounting to approximately EUR 6 million recorded under special items, refer to the newly acquired solar farms not previously covered by the 2022 hedges.

Adjusted EBIT amounted to EUR 75 million (EUR 25 million in the third quarter of 2021 pro-forma) after depreciation and amortisation of EUR 59 million, up compared to 2021 (EUR 51 million) mainly as a result of the contribution of wind and photovoltaic assets acquired in Italy and abroad, in addition to the full contribution of the new internally developed wind farms that have come into operation in the United Kingdom, France and Poland, only partly offset by lower depreciation due to the end of the useful life of some components of wind farms in Italy.

Adjusted net profit (loss) from continuing operations amounted to EUR 51 million, a significant increase compared to the third quarter of 2021 proforma (EUR 13 million) in view of the previously commented operating results and lower financial expenses, down as a result of the full contribution of liability management transactions carried out during the second half of 2021.

It should be noted that the item does not include the impact of the "Windfall Tax" legislation⁷ in Romania (expense of EUR 8 million, net of the related tax), the effects of the application of Article 15-bis of Italian Decree Law no. 4/2022 (Sostegni-Ter) (expense of EUR 4 million, net of the related tax) and Article 37 of Italian Decree Law no. 21/2022 in Italy of approximately EUR 1 million; these extraordinary and temporary items were isolated as special items.

Adjusted profit attributable to owners of the parent, also including the contribution of ERG Power S.r.l.⁸, owner of the CCGT plant recognised in discontinued operations in accordance with IFRS 5 rules, amounted to EUR 64 million, significantly higher than the 2021 result (EUR 30 million), in view of the already discussed improved operating results and lower financial expenses.

Profit attributable to the owners of the parent was EUR 54 million, a significant increase compared to EUR 9 million in the third quarter 2021 proforma. The result benefits from the already commented on improved operating results and also includes the aforementioned effects linked to the urgent tax measures regarding the containment of energy prices (amounting to approximately EUR 14 million), in particular in Italy and Romania and the contribution of ERG Power S.r.l., owner of the CCGT plant due to be sold.

In the first quarter of 2022, capital expenditure totalled EUR 605 million (EUR 49 million in the third quarter of 2021 proforma) and mainly refers to the acquisition of solar farms (EUR 118 million) and wind farms (EUR 396 million) in Italy and to the continuation of organic development activities (EUR 91 million compared to EUR 49 million in the third quarter of 2021 proforma), in particular the construction of wind farms in the UK for approximately 179 MW, Poland for 36 MW and Sweden for 62 MW, the start of the construction in Italy for 47 MW Greenfield and Repowering on Italian plants for approximately 193 MW of new wind capacity. In solar Italy, plant revamping activities continue, aimed at ensuring greater plant efficiency.

The adjusted net financial indebtedness of "continuing operations" totalled EUR 1,542 million, up (EUR +524 million) compared to 30 June 2022 (EUR 1,019 million). The change reflects the impact of recent acquisitions in Italy (EUR 514 million), capital expenditure in the quarter (EUR 91 million) mainly related to the completion of the wind farms in the United Kingdom, Poland and Sweden, partly offset by the positive cash flow of the period (EUR 79 million⁹ ), as well as the change in the scope of consolidation with the exit of the thermoelectric business, reported under discontinued operations. It should be noted that ERG Power, owner of the CCGT plant, has a cash position at 30 September 2022 equal to EUR 6 million.

It should also be noted that the indebtedness at the end of the period reflects the negative fair value of commodity futures of roughly EUR 310 million (EUR 216 million at 30 June 2022).

⁷ Supplemented by the Solidarity Tax in September 2022.

⁸ Starting from this quarterly report, the adjusted results of discontinued operations include the full contribution of the amortisation and depreciation of the thermoelectric business. The third quarter of 2022 was therefore calculated in line with that indicated.

⁹ Includes the adjusted EBITDA, the change in working capital and net financial income (expense).

Adjusted net financial indebtedness is presented net of the effects deriving from the application of IFRS 16, therefore excluding the discounting of future lease payments of approximately EUR 159 million at 30 September 2022.

First nine months

In the first nine months of 2022, adjusted revenue amounted to EUR 562 million, an increase of EUR 180 million compared to the first nine months of 2021 proforma (EUR 382 million), the main contribution to which is the increased capacity of 571 MW (of which 389 MW from wind and 182 MW from solar) following the recent acquisitions made in Italy¹⁰ and abroad in 2022 and in the fourth quarter of 2021, as well as the entry into operation of the farms developed internally and entered into operation during the year. Generation amounted to 3.6 TWh, up by 25% (0.7 TWh) compared to 2021, as a result of the volumes deriving from the greater installed capacity and the better wind conditions recorded in the period. The higher market prices only partially affected the results as the group adopts a hedging policy that provides for sales through fixed rates, PPAs under preestablished conditions and financial hedging agreements.

Adjusted EBITDA¹¹, net of special items, came to EUR 411 million, up EUR 157 million from the EUR 254 million recorded in the first nine months of 2021 proforma. In summary:

ITALY

• Wind (EUR +27 million): EBITDA of EUR 172 million, up compared to the first nine months of 2021 proforma (EUR 145 million) as a result of the contribution of the newly acquired wind assets, consolidated on a line-by-line basis from 1 August (EUR +22 million), and the greater wind speeds recorded (1,533 GWh in the first nine months of 2022, of which 54 GWh deriving from the new assets compared to 1,454 GWh in 2021). Net of the scope effect, captured sales prices were largely in line since the price scenario effect was offset by the lower value of the incentive and hedging derivatives..
• Solar (EUR +11 million): EBITDA of EUR 67 million, up compared to the first nine months of 2021 proforma (EUR 57 million) mainly due to the higher installed capacity (34 MW) following the acquisition of 18 photovoltaic plants, consolidated from 1 July and due to the higher volumes recorded (212 GWh in the first nine months of 2022, of which 14 GWh deriving from the consolidation of the new assets compared to 186 GWh in 2021). The price scenario effect, net of hedging derivatives, was essentially neutral.

¹⁰It should be noted that the solar plants acquired from ABN Amro Sustainable Impact PE B.V. (for a total of 34 MW) are consolidated on a line-byline basis as of 1 July 2022, while the wind farms acquired from EDP Renewables Italia Holding S.r.l. (for a total of 172 MW) are consolidated on a line-by-line basis as of 1 August 2022.

¹¹Adjusted EBITDA is shown net of the positive effects arising from the application of IFRS 16, equal to approximately EUR 9 million, as well as other negative effects of special items for approximately EUR 25 million. It should be noted that the adjusted EBITDA does not include the contribution of the thermoelectric business, held for sale and reclassified to the item "Profit (loss) from assets held for sale".

ABROAD

• Wind (EUR +99 million): EBITDA of EUR 167 million, up on the first nine months of 2021 proforma (EUR 68 million) due to the contribution of the 217 MW of new capacity, as a result of the better prices captured in some geographic areas and the higher wind level experienced in East Europe and Germany.
• Solar (EUR +21 million): EBITDA of EUR 21 million thanks to the contribution across the entire year of the farms consolidated in France (79 MW) in the second half of 2021 and the new farms acquired in Spain (92 MW) in January 2022.

Overall, the scope effect linked to the new operational MW is EUR 91 million.

Adjusted EBIT amounted to EUR 245 million (EUR 105 million in the first nine months of 2021 proforma) after depreciation and amortisation of EUR 166 million, up compared to 2021 (EUR 149 million) mainly as a result of the contribution of wind and photovoltaic assets acquired in Italy and abroad, in addition to the full contribution of the new internally developed wind farms in the United Kingdom, France and Poland, only partly offset by lower depreciation due to the end of the useful life of some components of wind farms in Italy.

The adjusted net profit (loss) from continuing operations amounted to EUR 174 million, a significant increase compared to the first nine months of 2021 proforma (EUR 66 million) in consideration of the aforementioned operating results and lower financial expense, which were reduced as a result of the full contribution of the liability management operations carried out in 2021. It should be noted that the item does not include the impact of the application of the "Windfall Tax"¹² legislation in Romania (expense of EUR 13 million, net of the related tax), the effects of the application of Article 15-bis of Italian Decree Law no. 4/2022 (Sostegni-Ter) (expense of EUR 4 million, net of the related tax) and the impact deriving from Article 37 of the Italian Decree Law no. 21/2022 in

¹² Supplemented by the Solidarity Tax in September 2022.

Italy equal to approximately EUR 37 million¹³; these items, of an extraordinary and temporary nature, have been isolated as special items.

Adjusted profit attributable to owners of the parent, also including the contribution of ERG Power S.r.l.¹⁴, owner of the CCGT plant recognised in discontinued operations in accordance with IFRS 5 rules, amounted to EUR 190 million, significantly higher than the 2021 result (EUR 130 million), in view of the already discussed improved operating results and lower financial expenses.

Profit attributable to the owners of the parent was EUR 459 million, an increase compared to EUR 101 million in the first nine months of 2021 proforma. The result includes primarily the net capital gain recognised following the sale of the Terni hydroelectric complex on 3 January 2022 (equal to approximately EUR 324 million), as well as the impairment of the wind assets subject to repowering (equal to approximately EUR 5 million) and the costs related to the liability management operations carried out in 2022 (equal to approximately EUR 2 million), as well as the aforementioned effects linked to the urgent tax measures regarding the containment of energy prices, in particular in Italy and Romania (EUR 54 million) and the contribution of ERG Power S.r.l., owner of the CCGT plant, reclassified under "assets held for sale".

In the first nine months of 2022, capital expenditure totalled EUR 823 million (EUR 350 million in the first nine months of 2021 proforma) and refers mainly to the acquisition of solar farms (EUR 118 million) and wind farms (EUR 396 million) in Italy and solar farms in Spain (EUR 96 million) in January 2022, to organic development activities (EUR 194 million compared to EUR 162 million in the first nine months of 2021 proforma), in particular in relation to the completion of the wind farms in the UK for approximately 179 MW, Poland for 61 MW (of which 24.5 MW became operational in June and 36 MW in October), France 20 MW (which became operational in June) and Sweden for 62 MW, and to the start of the construction in Italy for 47 MW Greenfield and Repowering on Italian plants for approximately 193 MW of new wind capacity. In solar Italy, plant revamping activities continue (EUR 12 million), aimed at ensuring greater plant efficiency. In addition, investments continue in the ICT area and in minor maintenance projects.

Adjusted net financial indebtedness of "continuing operations" totalled EUR 1,542 million, down (EUR -509 million) compared to 31 December 2021 (EUR 2,051 million). The change mainly reflects the proceeds from the sale of the Terni hydroelectric complex (EUR 1,265 million) and the positive cash flow for the period (EUR 378 million¹⁵), partly offset by the acquisitions in Italy and Spain (EUR 610 million), capital expenditure for the

¹³This impact is calculated on the basis of a rate equal to 25% for the period between 1 October 2021 and 30 April 2022. The amount shown considers the scope of the continuing operations, therefore not including an additional EUR 4 million related to the thermoelectric business, recognised in discontinued operations, which is in the process of being sold.

¹⁴ Note that starting from this quarterly report, the adjusted results of discontinued operations include the full contribution of the amortisation and depreciation of the thermoelectric business.

¹⁵ Includes the adjusted EBITDA, the change in working capital and net financial income (expense).

period (EUR 213 million), the dividends distributed to shareholders (EUR 136 million), the payment of taxes (EUR 49 million)¹⁶ and the change of the consolidation scope with the exit of the hydroelectric and thermoelectric businesses, the latter reported under discontinued operations. It should be noted that ERG Power S.r.l., owner of the CCGT plant, has a cash position at 30 September 2022 equal to EUR 6 million.

It should also be noted that the indebtedness at the end of the period reflects the negative fair value of commodity futures of roughly EUR 310 million (EUR 344 million at 31 December 2021).

¹⁶ The amount includes the payment of the deposit pursuant to Article 37 of Italian Decree Law no. 21/2022 equal to approximately EUR 15 million.

BASIS FOR PREPARATION

Quarterly report

This press release on the consolidated results of the ERG Group relating to the first nine months of 2022 and the third quarter of 2022 has been prepared on a voluntary basis in compliance with the provisions of Article 82-ter of the Issuers' Regulation (CONSOB resolution no. 11971 of 14 May 1999 and subsequent amendments).

Unless otherwise indicated, the income statement, balance sheet and cash flow information has been prepared in compliance with the valuation and measurement criteria established by International Financial Reporting Standards (IFRS). The recognition and measurement criteria adopted in preparing the results for the first nine months of 2022 and the third quarter of 2022 are the same as those adopted in preparing the 2021 Annual Financial Report and the 2022 Half-Year Condensed Financial Statements, to which reference is made.

Unless otherwise indicated, the amounts included in this document are expressed in Euro.

Operating segments

It should be noted that, following the significant Asset Rotation process launched in 2021 with the sale of the hydroelectric business, starting from 2022, the operating results are presented and commented on with reference to the various geographical segments in which ERG operates, in line with the new internal methods for measuring the Group's results, and in line with the 2022-2026 Business Plan approved by the Board of Directors on 14 March 2022, aimed at reinvesting the resources deriving from divestments and the growth strategy in Wind & Solar through a policy of geographical and technological diversification.

It should be noted that the results, shown by geographical area as from 2022, reflect the energy sales on markets by Group Energy Management, in addition to the application of effective hedges of the generation margin. The above mentioned hedges include, inter alia, the use of instruments by Energy Management to hedge the price risk. In order to give a clearer representation of business by geographic area and, secondarily, by technology, the wind and solar results include the hedging carried out in respect of renewables

Alternative Performance Indicators (APIs) and adjusted results

Some of the Alternative Performance Indicators (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 also shown with the exclusion of significant special income components of an exceptional nature (special items): these results are indicated with the term "Adjusted results".

The results, which include significant special income statement components of an exceptional nature (special items) are also

defined as "Reported results".

A definition of the indicators and the reconciliation of the amounts involved are provided in the "Alternative Performance Indicators" section.

Finalisation of the sale of the Hydroelectric Business

On 3 January 2022, ERG concluded its transaction with Enel Produzione S.p.A. for the sale of the entire share capital of ERG Hydro S.r.l., as announced on 2 August 2021, following the approval of the Italian Antitrust Authority and the successful completion of the golden power procedure at the Italian Presidency of the Council of Ministers. The consideration totalled approximately EUR 1.265 billion, including the mark-tomarket valuation of some hedging derivatives included in the scope and relating to part of the energy produced in the future by ERG Hydro S.r.l. plants. The sale and purchase agreement envisages a further price adjustment mechanism during 2022 based on the actual values, recorded at the closing date, of the net working capital, the net financial position and the actual level of water reserves of some of ERG Hydro S.r.l.'s reservoirs.

Agreement for the sale of the Thermoelectric Business

In the first half of 2021, the ERG Group implemented an evaluation process relating to the opportunity for a potential asset rotation of the thermoelectric plants to aid in further accelerating the growth and development of its business model. Following the close of the first half of 2021, bids from interested operators were received in early July 2021.

The Group, having read the market indications, continued the process of assessing the potential sale of the thermoelectric plant which, at 31 December 2021 (Reporting Date of the 2021 Financial Statements), was still being finalised. Furthermore, at the Reporting Date, the thermoelectric plant was not yet available for immediate sale in its current condition.

During 2022, following the in-depth analysis carried out, Group management began negotiations for the sale of the thermoelectric plant, signing an agreement on 9 February with Enel Produzione S.p.A. for the sale of the entire capital of ERG Power S.r.l.

The consideration in terms of Enterprise Value, at 31 December 2021, is equal to EUR 188 million and will be subject to price adjustment at closing, subject however to the approval of the relevant Antitrust Authorities.

On 23 September 2022, the Italian Antitrust Authority (AGCM) did not authorise the aforementioned transaction.

Specifically, as a result of the preliminary investigation carried out in recent months the Antitrust Authority considered that the transaction would give rise to the establishment and strengthening of a dominant position with regard to the buyer such as to substantially or indefinitely eliminate or reduce competition in the relevant markets. The AGCM's non-approval of the transaction thus rendered invalid the agreements signed by ERG Power Generation S.p.A. and Enel Produzione S.p.A. for the sale of the equity investment in ERG Power S.r.l. due to the non-fulfilment of one of the conditions necessary for closing.

ERG is already taking the necessary steps to initiate a new competitive process aimed at finding a new buyer, evaluating the most efficient alternative path for pursuing the strategic objective of the 2022-2026 Business Plan of focusing on the core business of generating electricity from renewable sources by divesting ERG Power S.r.l.

In consideration of the above, in this Document, therefore, the result of the first nine months of the Assets held for sale was classified in the line "Net profit (loss) from assets held for sale" and the Net Assets under Assets held for sale were recorded in the financial statements as the conditions set forth in paragraph 12 of IFRS 5 were met.

2021 proforma income statement amounts

As a result of the above, the comparison of the results of the first nine months of 2022 and the third quarter of 2022 with those of the corresponding periods of 2021 is significantly affected by the considerable transformation of the Group's portfolio.

Therefore, in line with the requirements of IFRS 5, the 2021 comparative figures have been restated indicating in the line "Profit (loss) from assets held for sale" the contribution of the hydroelectric and thermoelectric business.

For further details on the changes made, see the "Alternative Performance Measures" section.

Risks and uncertainties in relation to the business outlook

With reference to the estimates and forecasts contained in this document, and in particular in the section "Business outlook", it should be noted that the actual results may differ from those presented due to a number of factors, including: future price trends, the operating performances of plants, wind conditions and irradiation, the impact of energy industry and environmental regulations, and other changes in business conditions and competitors' actions.

Consolidation of acquisitions of solar and wind power plants in Italy

Regarding recent acquisitions, which occurred during the third quarter of 2022, at the date of this document, the Purchase Price Allocation procedure was performed on the basis of the available information; consistently with the indications of IFRS 3 and in consideration of the short period of time between the acquisition date and the date of preparation of this document, this procedure shall be deemed provisional and subject to changes and adjustments. Additional details regarding the allocation of surplus amounts and the related accounting effects will be provided in the Annual Financial Report at 31 December 2022. In this regard, note that based on the provisions of IFRS 3, the measurement of assets and liabilities may be subject, if necessary, to changes in the twelve months after the acquisition date.

Therefore, this quarterly report reflects the impact of the lineby-line consolidation of the newly acquired solar and wind companies in the third quarter. With regard to the acquisition of solar companies from ABN Amro Sustainable Impact Fund PE B.V. (hereinafter also referred to as the Siena project), consolidation took place from 1 July 2022, while the wind companies acquired by EDP Renewables Italia Holding S.r.l. (hereinafter also referred to as the Donatello project) were consolidated from 1 August 2022.

Certification from the Manager in charge of Financial Reporting

The Manager in charge of Financial Reporting, Michele Pedemonte, declares, pursuant to paragraph 2, Article 154 bis of the Consolidated Finance Act, that the accounting information this document contains matches the documentary records, books and accounting entries.

This press release, issued on 11 November 2022, is available to the public on the Company's website (www.erg.eu) in the "Media/Press Releases" section, at Borsa Italiana S.p.A. and on the authorised storage mechanism eMarket Storage ().

Contacts:

Anna Cavallarin - Head of Media Relations - tel. + 39 010 2401804 mobile + 39 3393985139 - email: [email protected] Matteo Bagnara - Head of Investor Relations - tel. + 39 010 2401423 – email: [email protected] www.erg.eu - @ergnow

PERFORMANCE BY COUNTRY

3rd Quarter			(EUR million)		9 months
2022	2021 (1)	∆	ADJUSTED REVENUE	2022	2021 (1)	∆
111	83	28	Italy	294	252	42
77	36	40	Abroad	268	121	147
18	15	3	France	68	54	14
15	8	7	Germany	61	29	32
2	-	2	UK	23	-	23
6	-	6	Spain	19	-	19
35	13	22	East Europe	96	38	58
7	12	(5)	Corporate	24	37	(13)
(7)	(9)	2	Intra-segment revenue	(23)	(27)	5
188	123	65	Total adjusted revenue	562	382	180

ADJUSTED EBITDA

90	63	27	Italy	239	202	38

49	17	32	Abroad	189	69	120
7	6	1	France	37	30	7
9	3	6	Germany	43	15	28
(0)	(1)	1	UK	17	(2)	19
6	0	6	Spain	16	0	16
27	8	19	East Europe	75	25	50

(6)	(5)	(1)	Corporate	(17)	(17)	(1)
133	75	58	Adjusted EBITDA	411	254	157

ADJUSTED AMORTISATION, DEPRECIATION AND IMPAIRMENT LOSSES

(34)	(31)	(3)	Italy	(91)	(94)	3
(24)	(19)	(5)	Abroad	(71)	(52)	(19)
(11)	(10)	(1)	France	(34)	(26)	(8)
(7)	(5)	(1)	Germany	(20)	(15)	(5)
(1)	(0)	(1)	UK	(3)	(0)	(3)
(1)	-	(1)	Spain	(3)	0	(3)
(4)	(4)	(0)	East Europe	(11)	(11)	(0)

(1)	(1)	0	Corporate	(3)	(2)	(1)
(59)	(51)	(8)	Adjusted amortisation, depreciation and impairment losses	(166)	(149)	(17)

(1) The 2021 values are restated in application of IFRS 5 by reclassifying the contributions of the thermoelectric and hydroelectric businesses under the item "Profit (loss) from assets held for sale".

3rd Quarter			(EUR million)	9 months
2022	2021 (1)	∆	ADJUSTED EBIT	2022	2021 (1)	∆
56	32	24	Italy	148	108	40
25	(2)	27	Abroad	118	17	101
(4)	(4)	(0)	France	3	4	(1)
3	(2)	4	Germany	23	0	23
(1)	(1)	(0)	UK	15	(2)	16
5	-	5	Spain	13	-	13
23	4	18	East Europe	64	14	49
(6)	(6)	(1)	Corporate	(20)	(19)	(1)
75	25	50	Adjusted EBIT	245	105	140

CAPITAL EXPENDITURE (2)

543	6	537	Italy	594	15	579

62	42	25	Abroad	228	334	(89)
0	3	(3)	France	9	154	(145)
0	0	0	Germany	1	0	0
49	28	21	UK	71	100	(29)
-	-	-	Spain	96	-	96
8	1	7	Sweden	34	45	(11)
5	10	(5)	East Europe	17	35	(17)

0	1	(1)	Corporate	1	2	(0)
605	49	556	Total apital expenditure	823	350	472

(2) Includes capital expenditure in property, plant and equipment, other intangible assets and M&A investments.

REFERENCE MARKET

PRICE SCENARIO

3rd Quarter			9 months
2022	2021		2022	2021
		Base load price scenario (EUR/MWh)
		Italy
472	124	Single National Price (1)	324	86
43	109	Feed-In Premium (FIP) (former Green Certificates) - Italy	43	109
196	47	TTF	129	30
79	57	CO2	81	48

		Abroad
430	97	France	297	71
376	97	Germany	250	69
254	131	Poland	211	107
222	89	of which Electricity	169	71
32	42	of which Certificates of Origin	42	36
377	110	Bulgaria	263	76
442	143	Romania	308	107
413	113	of which Electricity	279	78
29	29	of which Green Certificate	29	29
313	156	Northern Ireland	240	107
345	150	Great Britain	256	102
146	118	Spain	186	79
210	90	Sweden SE4	153	65

(1) Single National Price: Italian electricity reference price.

ITALY

The ERG Group operates in Italy through its companies that own wind and solar farms. Aside from the availability of plants, the performance expected from each wind and solar farm is influenced by the wind speed profile or irradiation of the site on which the farm is located, by the sale price of electricity, which can vary in relation to the geographical areas in which the plants are located, the incentive systems for renewable energy sources, the regulation of organised energy markets and internal portfolio hedging policies.

ERG operates in the electricity production sector in Italy, with an installed capacity of 1,265 MW in wind power and 175 MW in solar power, up compared to the previous year by 172 MW and 34 MW, respectively, as a result of the acquisitions made during the third quarter of 2022.

3rd Quarter					9 months
2022	2021	∆		2022	2021	∆
			Operating Results
1,440	1,234	206	Installed capacity (MW) (1)	1,440	1,234	206
1,265	1,093	172	Wind	1,265	1,093	172
175	141	34	Solar	175	141	34
493	456	37	Output (GWh)	1,745	1,640	104
404	384	20	Wind	1,533	1,454	79
89	72	18	Solar	212	186	25
			Load factor % (2)
14%	16%	(1%)	Wind	18%	20%	(2%)
23%	23%	0	Solar	18%	20%	(2%)
218	172	46	Net unit revenue (EUR/MWh)	164	151	13
183	140	44	Wind	139	128	12
372	346	26	Solar	346	334	12

(1) Capacity of plants in operation at the end of the period.

(2) Actual output in relation to maximum theoretical output (calculated taking into account the actual date of entry into operation of each individual farm).

In the third quarter of 2022, electricity output in Italy amounted to 493 GWh, of which 404 GWh from wind power and 89 GWh from photovoltaic plants, an increase compared to the same period in 2021 (456 GWh, of which 384 GWh from wind power and 72 GWh from solar power), due to the greater installed capacity and the better sunlight conditions (+6%), while lower wind speeds were experienced (-9%) on the other assets.

In the first nine months of 2022, electricity output in Italy amounted to 1,745 GWh, of which 1,533 GWh from wind sources and 212 GWh from photovoltaic systems, an increase compared to the same period in 2021 (1,640 GWh of which 1,454 from wind sources and 186 GWh from solar sources), due to the scope effect of both greater wind speeds (+2%) and better sunlight conditions (+6%).

3rd Quarter				9 months
2022	2021	∆	(EUR million)	2022	2021	∆
			Economics results
111	83	28	Adjusted revenue	294	252	42
78	58	19	Wind	220	189	31
34	25	8	Solar	74	63	11
90	63	27	Adjusted EBITDA	239	202	38
59	40	19	Wind	172	145	27
31	23	8	Solar	67	57	11
(34)	(31)	(3)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(91)	(94)	3
(21)	(21)	(1)	Wind	(59)	(64)	5
(13)	(10)	(2)	Solar	(33)	(31)	(2)
56	32	24	Adjusted EBIT	148	108	40
38	20	18	Wind	114	82	32
18	13	6	Solar	34	26	8

3rd Quarter					9 months
2022	2021	∆	(EUR million)	2022	2021	∆
			Economics results
543	6	537	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	594	15	579
417	5	411	Wind	463	14	449
126	0	126	Solar	131	1	130
81%	76%	5%	EBITDA MARGIN % (1)	81%	80%	1%
76%	69%	7%	Wind	78%	77%	2%
92%	91%	1%	Solar	91%	90%	1%

(1) Ratio of adjusted EBITDA to revenue from sales and services.

Revenue recorded in the third quarter of 2022 is up due to the contribution of the solar and wind companies acquired in the third quarter of 2022, as well as the higher photovoltaic output in Italy, while higher market prices are largely offset by hedges carried out in line with group risk policies and by a lower unit value of the GRIN incentive (from 109.4 to 42.9 EUR/MWh).

For ERG, the net unit revenue from wind power in Italy, considering the sale value of energy, including the value of incentives (former green certificates) and hedges as well as other minor components, was equal to 183 EUR/MWh, up compared to 2021 (140 EUR/MWh in the first half of 2021) as a result of the newly acquired wind farms not covered by the hedges, while on the other assets, unit revenues are broadly in line.

Net unit revenues relating to photovoltaic plants amounted to 372 EUR/MWh (346 EUR/MWh in the third quarter of 2021) due to the newly acquired solar farms not subject to hedging.

Adjusted EBITDA in Italy for the third quarter of 2022 amounted to EUR 90 million, an increase compared to the third quarter of 2021 (EUR 63 million), for the same reasons relating to revenue.

Depreciation and amortisation for the period increased compared to the third quarter of 2021 proforma due to the contribution of the wind and photovoltaic farms acquired.

Revenue recorded in the first nine months of 2022 was up due to higher wind and photovoltaic output in Italy, while higher market prices are more than offset by hedges carried out in line with group risk policies and by a lower unit value of the GRIN incentive (from 109.4 EUR/MWh to 42.9 EUR/MWh).

In light of the above, for ERG the net unit revenue from wind power in Italy, considering the sale value of energy, including the value of incentives (former green certificates) and hedges as well as other minor components, was equal to 139 EUR/MWh, essentially at the same level as in 2021 (128 EUR/MWh in the first half of 2021), up slightly due to the newly acquired wind farms not subject to hedging.

Net unit revenues relating to photovoltaic plants amounted to 346 EUR/MWh (334 EUR/MWh in the first half of 2021), up slightly due to the newly acquired solar farms not subject to hedging.

Adjusted EBITDA in Italy for the first nine months of 2022 amounted to EUR 239 million, an increase compared to the first nine months of 2021 (EUR 202 million), for the same reasons linked to revenue.

Depreciation and amortisation for the period was down compared to the first nine months of 2021 proforma due to the end of the useful life of some components of the wind farms, an effect partially offset by the effects of the consolidation in the newly acquired wind farms and solar farms.

Capital expenditure

Capital expenditure in the first nine months of 2022 (EUR 594 million, of which EUR 543 million in the third quarter) refers mainly to the acquisitions of wind and solar farms in the third quarter of 2022, to the start of construction of the Roccapalumba plant (47 MW) and to the repowering activities (193 MW) on the Camporeale, Partinico-Monreale, Mineo-Militello and Vizzini plants in addition to the usual maintenance aimed at further increasing the efficiency of the plants. In Solar, the revamping of the plants has begun, aimed at ensuring greater efficiency of the same.

ABROAD

ERG is active abroad in the generation of electricity from wind and solar sources.

ERG is one of the ten leading operators in the wind power sector in Europe with a significant and growing presence (1,149 MW operational), mainly in France (522 MW), Germany (327 MW), Poland (107 MW), the UK (70 MW), Romania (70 MW) and Bulgaria (54 MW). Furthermore, ERG operates in France and Spain in the generation of electricity from solar sources with 170 MW of installed capacity, of which 79 MW in France with 9 plants acquired between June and October 2021, and 92 MW in Spain with 2 plants acquired in January.

Compared to the first 9 months of 2021, the installed capacity has increased by 366 MW.

France
--------

3rd Quarter					9 months
2022	2021	∆		2022	2021	∆
			Operating Results
600	476	124	Installed capacity (MW) (1)	600	476	124
522	455	67	Wind	522	455	67
79	22	57	Solar	79	22	57
187	162	24	Output (GWh)	733	597	136
154	153	1	Wind	650	588	63
32	9	23	Solar	83	9	74
			Load factor % (2)
14%	17%	(0)	Wind	20%	23%	(0)
18%	19%	n.a.	Solar	16%		n.a.
96	89	7	Net unit revenue (EUR/MWh)	93	89	4
95	89	6	Wind	92	89	4
97	82	n.a.	Solar	97	82	n.a.

(1) Capacity of plants in operation at the end of the period.

(2) Actual output in relation to maximum theoretical output (calculated taking into account the actual date of entry into operation of each individual farm).

In the third quarter of 2022, electricity production in France amounted to 187 GWh, of which 154 GWh from wind power and 32 GWh from photovoltaic plants, up compared to the same period in 2021 (162 GWh) due to the scope effect (+46 GWh) resulting from the acquisition of the wind and solar plants consolidated in October 2021 and the entry into operations of two internally developed farms totalling 124 MW. This scope effect is partially offset by the lower wind speeds encountered in the period.

In the first nine months of 2022, electricity production in France amounted to 733 GWh, of which 650 GWh from wind power and 83 GWh from photovoltaic plants, up compared to the same period in 2021 (597 GWh) due to the scope effect (+204 GWh) resulting from the acquisition of the wind and solar plants consolidated between June and October 2021 and the entry into operations of two internally developed farms totalling 124 MW. This scope effect is partially offset by the lower wind speeds encountered in the period.

3rd Quarter				9 months
2022	2021	∆	(EUR million)	2022	2021	∆
			Economics results
18	15	3	Adjusted revenue	68	54	14
15	15	0	Wind	60	53	7
3	1	2	Solar	8	1	7
7	6	1	Adjusted EBITDA	37	30	7
5	6	(0)	Wind	32	29	3
2	1	2	Solar	5	1	5
(11)	(10)	(1)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(34)	(26)	(8)
(10)	(10)	(1)	Wind	(31)	(26)	(5)
(1)	(0)	(1)	Solar	(3)	(0)	(3)
(4)	(4)	(0)	Adjusted EBIT	3	4	(1)
(5)	(4)	(1)	Wind	1	4	(3)
1	0	1	Solar	2	0	2
0	3	(3)	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	9	154	(145)
0	3	(3)	Wind	9	131	(122)
0	0	0	Solar	0	23	(23)
41%	40%	2%	EBITDA Margin % (1)	54%	56%	-1%
34%	38%	-4%	Wind	53%	55%	-2%
73%	0%	73%	Solar	63%	0%	63%

(1) Ratio of adjusted EBITDA to revenue from sales and services.

The revenue recorded in the third quarter of 2022 was up due to the change in the scope of consolidation mentioned above, partly offset by the lower output recorded.

Net unit revenue from wind power in France for 95 EUR/MWh is up compared to the same period in 2021 (89 EUR/ MWh) due to market installations following the exit from the incentive period, while net unit revenue from photovoltaic installations totalled 97 EUR/MWh, up on the third quarter of 2021 due to the different mix.

Adjusted EBITDA in France for the third quarter of 2022 amounted to EUR 7 million, a slight increase compared to the third quarter of 2021 (EUR 6 million), for the same reasons linked to revenue. Scope effect in the third quarter of approximately EUR 3 million.

The revenue recorded in the first nine months of 2022 was up due to the change in the scope of consolidation mentioned above, partly offset by the lower output recorded.

Net unit revenue from wind power in France for 92 EUR/MWh is up slightly compared to the same period in 2021 (89 EUR/MWh) due to market installations following the exit from the incentive period, while net unit revenue from photovoltaic installations totalled 98 EUR/MWh, up from 82 EUR/MWh in the same period in 2021 due to a different mix of generation with different tariffs.

Adjusted EBITDA in France for the first nine months of 2022 amounted to EUR 37 million, an increase compared to the first nine months of 2021 (EUR 30 million), for the same reasons linked to revenue. Scope effect in the first nine months of approximately EUR 13 million.

Depreciation and amortisation for the period increased compared to the first nine months of 2021 proforma due to the contribution of the wind and solar farms acquired during the second half of 2021.

Capital expenditure

Capital expenditure in the first nine months of 2022 (EUR 9 million) mainly refers to the development and construction of a new wind farm that came into operation in June (20 MW).

Germany – Wind

3rd Quarter				9 months
2022	2021	∆		2022	2021	∆
			Operating Results
327	272	55	Installed capacity (MW) (1)	327	272	55
82	71	12	Output (GWh)	403	279	124
11%	12%	0%	Load factor % (2)	19%	16%	3%
179	118	62	Net unit revenue (EUR/MWh)	150	102	48

(1) Capacity of plants in operation at the end of the period.

(2) Actual output in relation to maximum theoretical output (calculated taking into account the actual date of entry into operation of each individual farm).

In the third quarter of 2022, electricity output in Germany amounted to 82 GWh, up compared to the same period of 2021 (71 GWh) due to the scope effect, partly offset by the lower volumes generated during the period.

In the first nine months of 2022, electricity output in Germany amounted to 403 GWh, an increase compared to the same period of 2021 (279 GWh) due to the better wind conditions encountered in the period and the scope deriving from the acquisition of the wind farms consolidated in October 2021 (+80 GWh).

3rd Quarter				9 months
2022	2021	∆	(EUR million)	2022	2021	∆
			Economics results
15	8	7	Adjusted revenue	61	29	32
9	3	6	Adjusted EBITDA	43	15	28
(7)	(5)	(1)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(20)	(15)	(5)
3	(2)	4	Adjusted EBIT	23	0	23
0	0	0	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	1	0	0
61%	41%	20%	EBITDA Margin % (1)	71%	54%	17%

(1) Ratio of adjusted EBITDA to revenue from sales and services.

Revenue recorded in the third quarter of 2022 was up compared to the same period of 2021, due to the aforementioned better wind conditions, the increase in energy sale prices and the scope of the farms acquired in 2021. Net unit revenue for wind in Germany, equal to 179 EUR/MWh, was significantly higher than in the third quarter of 2021 (118 EUR/MWh), as the fixed sales rate, being a two-way tariff, once exceeded, allows for the capture of the market price.

Adjusted EBITDA in Germany in the third quarter of 2022 amounted to EUR 9 million, a significant increase compared to the third quarter of 2021 (EUR 3 million), for the same reasons linked to revenue.

Revenue recorded in the first nine months of 2022 was up compared to the same period of 2021, due to the aforementioned better wind conditions, the increase in energy sale prices and the scope of the farms acquired in 2021. Net unit revenue for wind in Germany, equal to 150 EUR/MWh, was significantly higher than in the first nine months of 2021 (102 EUR/MWh), as the fixed sales rate, once exceeded, allows for the capture of the market price.

Adjusted EBITDA in Germany in the first nine months of 2022 amounted to EUR 43 million, a significant increase compared to the first quarter of 2021 (EUR 15 million), for the same reasons linked to revenue.

Depreciation and amortisation for the period increased compared to the first nine months of 2021 due to the contribution of the wind farms acquired during the second half of 2021.

Capital expenditure

Capital expenditure in the first nine months of 2022 amounted to a non-significant amount.

UK – Wind

3rd Quarter		9 months
2022		2022
	Operating Results
70	Installed capacity (MW) (1)	70
30	Output (GWh)	145
19%	Load factor % (2)	32%
66	Net unit revenue (EUR/MWh)	159

(1) Capacity of plants in operation at the end of the period.

(2) Actual output in relation to maximum theoretical output (calculated taking into account the actual date of entry into operation of each individual farm).

In the third quarter of 2022, electricity output in the UK amounted to 30 GWh and refers to the wind farms developed internally and that entered into operation at the end of 2021 (70 MW).

In the first nine months of 2022, electricity output in the UK amounted to 145 GWh and refers to the wind farms developed internally and that entered into operation at the end of 2021 (70 MW).

3rd Quarter				9 months
2022	2021	∆	(EUR million)	2022	2021	∆
			Economics Results
2	-	2	Adjusted revenue	23	-	23
(0)	(1)	1	Adjusted EBITDA	17	(2)	19
(1)	(0)	(1)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(3)	(0)	(3)
(1)	(1)	(0)	Adjusted EBIT	15	(2)	16
49	28	21	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	71	100	(29)
-5%	n.a	n.a	EBITDA Margin % (1)	75%	n.a	n.a

(1) Ratio of adjusted EBITDA to revenue from sales and services.

Revenues recorded in the third quarter of 2022 amounted to EUR 2 million (EUR 23 million in the first nine months of 2022), with net unit revenues amounting to 66 EUR/MWh in the third quarter and 159 EUR/MWh in the first nine months, since the application of the PPA agreement, which was signed in 2021, envisages a market price until 30 June and from 1 July at a price fixed up to a shared threshold.

Adjusted EBITDA in the UK in the third quarter of 2022 stood at EUR 0 million, for the same reasons linked to revenue.

Adjusted EBITDA in the UK in the first nine months of 2022 stood at EUR 17 million, for the same reasons linked to revenue.

Capital expenditure

Capital expenditure in the first nine months of 2022 (EUR 71 million, of which EUR 49 million in the third quarter) refers to the construction activities of wind farms in Scotland, for approximately 179 MW, which are expected to come into operation between late 2022 and early 2023.

Spain – Solar

3rd Quarter		9 months
2022		2022
	Operating Results
92	Installed capacity (MW) (1)	92
58	Output (GWh)	145
28%	Load factor % (2)	24%
111	Net unit revenue (EUR/MWh)	130

(1) Capacity of plants in operation at the end of the period.

(2) Actual output in relation to maximum theoretical output (calculated taking into account the actual date of entry into operation of each individual farm).

In the third quarter of 2022, electricity output in Spain amounted to 58 GWh (145 GWh in the first 9 months) and refers to the solar plants acquired in January 2022 (92 MW).

3rd Quarter		9 months
2022	(EUR million)	2022
	Economics Results
6	Adjusted revenue	19
6	Adjusted EBITDA	16
(1)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(3)
5	Adjusted EBIT	13
0	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	96
87%	EBITDA Margin % (1)	87%

(1) Ratio of adjusted EBITDA to revenue from sales and services.

Revenue recorded in the third quarter of 2022 amounted to EUR 6 million (EUR 19 million in the first nine months of 2022), with net unit revenue amounting to 111 EUR/MWh (130 EUR/MWh in the first nine months) as production is actually exposed to market prices.

Adjusted EBITDA in Spain for the third quarter of 2022 amounted to EUR 6 million (EUR 16 million in the first 9 months).

Capital expenditure

Capital expenditure in the first nine months of 2022 refers to the acquisition of the two solar farms in January.

East Europe – Wind

3rd Quarter				9 months
2022	2021	∆		2022	2021	∆
			Operating Results
231	206	25	Installed capacity (MW) (1)	231	206	25
120	94	26	Output (GWh)	454	375	79
26%	21%	6%	Load factor % (2)	34%	28%	6%
249	111	138	Net unit revenue (EUR/MWh)	186	89	97

(1) Capacity of plants in operation at the end of the period.

(2) Actual output in relation to maximum theoretical output (calculated taking into account the actual date of entry into operation of each individual farm).

In the third quarter of 2022, electricity output in East Europe amounted to 120 GWh, an increase compared to the same period of 2021 (94 GWh) due to the better wind conditions encountered, as well as the commissioning in June of an internally developed wind farm in Poland (24.5 MW).

In the first nine months of 2022, electricity output in East Europe amounted to 454 GWh, an increase compared to the same period of 2021 (375 GWh) due to the better wind conditions encountered. To be noted is the entry into operation in June of an internally developed wind farm in Poland (24.5 MW).

3rd Quarter				9 months
2022	2021	∆	(EUR million)	2022	2021	∆
			Economics Results
35	13	22	Adjusted revenue	96	38	58
27	8	19	Adjusted EBITDA	75	25	50
(4)	(4)	(0)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(11)	(11)	(0)
23	4	18	Adjusted EBIT	64	14	49
5	10	(5)	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	17	35	(17)
76%	62%	14%	EBITDA Margin % (1)	78%	66%	12%

(1) Ratio of adjusted EBITDA to revenue from sales and services.

Revenue recorded in the third quarter of 2022 was up compared to the same period of 2021, due to the aforementioned better wind conditions and the increase in energy sale prices.

The average net unit revenue in East Europe amounted to 249 EUR/MWh, up compared to the third quarter of 2021 (111 EUR/MWh), as most of the installed capacity is incentivised with a certified system that is added to the market price of energy.

Adjusted EBITDA in East Europe for the third quarter of 2022 amounted to EUR 27 million, an increase compared to the third quarter of 2021 (EUR 8 million), for the same reasons linked to revenue.

Revenue recorded in the first nine months of 2022 was up compared to the same period of 2021, due to the aforementioned better wind conditions and the increase in energy sale prices.

The average net unit revenue in East Europe amounted to 186 EUR/MWh, up compared to the first nine months of 2021 (89 EUR/MWh), as most of the installed capacity is incentivised with a certified system that is added to the market price of energy.

Adjusted EBITDA in East Europe for the first nine months of 2022 amounted to EUR 75 million, an increase compared to the first nine months of 2021 (EUR 25 million), for the same reasons linked to revenue.

Investimenti

Capital expenditure in the first nine months of 2022 (EUR 17 million, of which EUR 5 million in the third quarter) refers to the construction of two wind farms in Poland for approximately 61 MW, of which 24.5 MW came into operation in July and the remainder is scheduled to be in operation by the end of the year.

SIGNIFICANT EVENTS DURING THE QUARTER

Date	Geographical segment	Sector	Significant event
Press Release of 7 July 2022	Poland	Wind	Commissioning of the Piotrkòw wind farm, located in the northern part of Poland, for a total of 24.5 MW.
Press Release of 7 July 2022	Italy	Solar	Completion of the acquisition from ABN AMRO Sustainable Impact Fund PE B.V. of 100% of the capital of MP Solar B.V., owner, through seven Italian companies, of eighteen photovoltaic plants in operation with a total installed capacity of 33.8 MW.
Press release of 29 July and 9 September 2022	Italy	Wind	ERG has acquired from EDP Renewables Italia Holding S.r.l. the entire share capital of seven companies, owners of seven wind farms located in Italy with an installed capacity of 172 MW.
Press release of 9 September 2022	Italy	Corporate	Marco Costaguta, non-executive Director and member of the Strategic Committee, has resigned from the office of Director of ERG S.p.A.
Press release of 15 September 2022	Italy	Corporate	The Board of Directors of ERG S.p.A. has appointed, on the recommendation of the Nominations and Remuneration Committee, pursuant to Art. 2386 of the Italian Civil Code and Art. 15 of the Articles of Incorporation, Renato Pizzolla as the new non executive Director of the Company and member of the Strategic Committee.
15 September 2022	Italy	Corporate	Closing of the transaction between San Quirico and IFM Investors for the establishment of a long-term strategic partnership regarding ERG S.p.A. (see PR of 16 June 2022).
Press release of 23 September 2022	Italy	Corporate	Regarding the transaction for the sale to Enel Produzione S.p.A. of ERG Power Generation S.p.A.'s equity investment in ERG Power S.r.l., owner of the cogeneration power plant (CCGT) located in Priolo Gargallo, subject to the approval of the transaction by the competent Antitrust Authorities (see press release of 9 February 2022), we hereby announce that the Italian Antitrust Authority (AGCM), by order dated 23 September 2022, has not authorised the aforesaid transaction.

Press release of 30 September 2022	Italy	Corporate/ ESG	Moody's ESG Solutions (previously Vigeo Eiris), one of the leading international ESG rating agencies, confirmed ERG's Advanced Rating, the highest on its rating scale, with a score of 65/100, rewarding the Group's continued growth in ESG performance over the last 3 years. ERG thus enters the top 2% of Moody's ESG Solutions global ranking, which includes 4906 companies, obtaining 100th place and recording an increase of two points on the rating scale.
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Regulatory measures regarding the containment of the increase in energy prices

In the first nine months of 2022, urgent measures were introduced to contain the effects of price increases in the electricity sector.

In particular, in Italy reference is made to Article 37 of the Italian Decree Law no. 21 of 21 March 2022¹⁷ the impact of which was estimated at EUR 41 million (of which approximately EUR 4 million related to the thermoelectric business) recognised in the Tax line and separated as a special item.

With reference to Art. 15-bis of Italian Decree Law no. 4/2022 (Sostegni-ter)¹⁸, it should be noted that, in the third quarter of 2022, the application of the legislation entailed charges of approximately EUR 6 million for the newly acquired solar companies. These charges were accounted for in EBITDA and recognised as a special item.

As regards abroad, the application of the "Windfall Tax" legislation in Romania is noted, which resulted in higher expense in the first nine months of EUR 15 million, accounted for in EBITDA and recognised as a special item.

Conflict in Ukraine

In view of the conflict that started at the end of February 2022 in Ukraine, management is monitoring any critical issues and impacts on the ERG Group, in particular with reference to credit risk, security and business continuity. As regards credit risk, there are no open positions directly with Russian and Ukrainian counterparties; however, it should be noted that the main customer of the Group on the Priolo Gargallo site is an Italian company indirectly controlled by a Russian group.

In relation to plant safety, note the position of some of the Group's wind farms in East Europe (Poland and Romania) close to the Ukrainian border: since these are countries that are part of NATO, there are currently no risks directly linked to the conflict.

In relation to business continuity with regard to gas supply, in the case of sanctions or gas export blocks/restrictions linked to the export of gas from Russia, additional impacts on prices and supply volumes cannot be excluded. Particular attention is paid to the possible impacts on the CCGT plant and on the sales contracts at the Priolo Gargallo

¹⁷Converted into law by Italian Law no. 51 of 20 May 2022.

¹⁸Converted into law by Italian Law no. 25 of 28 May 2022.

site linked to the introduction of the sanctions that the European Union has established on 31 May and which will be activated by the end of 2022, in particular with reference to the blocking of oil imports by sea from Russia.

The geopolitical tensions are significantly impacting the financial and commodities markets, with a sharp increase in gas and electricity prices, in respect of which further regulatory measures in the energy sector cannot be ruled out. There has also been a reversal in the monetary policies of central banks with interest rates rising sharply and a general increase in the prices of raw materials and finished products, aggravated by geopolitical tensions, the effects of which may impact the capital expenditure of projects under construction in the short/medium term.

It is also worth mentioning that, as part of the ongoing emergency, the Group allocated about EUR 1 million for some initiatives to support the humanitarian crisis in Ukraine.

SIGNIFICANT EVENTS AFTER THE QUARTER

Date	Country	Sectors	Significant event
Press release of 3 October 2022	Italy	Corporate	The Board of Directors sadly acknowledged the untimely death of Elena Spagnol, Standing Auditor and Chairman of the Board of Statutory Auditors of ERG S.p.A. The Board of Directors, the Board of Statutory Auditors and the people of the ERG Group, in remembering Elena Spagnol for her passion, competence and extraordinary professional and human commitment to the Company, expressed their condolences and share the family's grief for such a great loss. Pursuant to the provisions of Art. 22 of the Articles of Association, the Alternate Auditor Paolo Prandi takes over the office of Standing Auditor and Chairman of the Board of Statutory Auditors of ERG S.p.A., until the next Shareholders' Meeting of ERG S.p.A.
Press Release of 13 October 2022	UK	Wind	ERG announces the start-up of the first 50 MW of the Sandy Knowe wind farm at Dumfries & Galloway in the south of Scotland. The remaining 36 MW will enter into operation during the third quarter of 2023.
Press Release of 14 October 2022	UK	Wind	ERG completed the acquisition of 100% of the shares of the company Corlacky Energy Ltd., wholly owned by RES, which holds the permits for the construction and operation of the Corlacky wind farm in Northern Ireland. The project will consist of 11 turbines for an expected total installed capacity of up to 47 MW.
Press release of 24 October 2022	Poland	Wind	ERG has announced the start-up of the Laszki wind farm in Poland (36 MW). The wind farm was developed and built internally and consists of 18 Vestas V100 2.0 MW turbines with a total installed capacity of 36 MW and overall output of around 90 GWh per year when fully operational, preventing the annual emission of 76 kt of CO2.

27 October 2022	Italy Corporate		Signing, with a pool of Italian and international banks, of a "Sustainability-Linked" revolving credit line for an amount of EUR 600 million with a three-year duration and an option to extend it for a further two years. The loan, in line with the Sustainability-Linked Loan Principles, provides for an adjustment of margins to achieve specific ESG objectives, included in the Group's 2022- 2026 business plan. In particular, the ESG objectives refer to the growth of the renewable portfolio and to Diversity & Inclusion. The transaction, the first of its kind for ERG, strengthens the Group's financial structure, increasing its flexibility and liquidity profile and, at the same time, contributes to the Group's sustainable development.
Press release of 3 November 2022	Italy	Corporate/ESG	ERG confirms its sustainable commitment and strengthens the governance system aimed at developing its inclusive culture with the introduction of the "Policy to combat Violence, Harassment and Bullying in the workplace".

BUSINESS OUTLOOK

In a context of high market prices due to the energy crisis and rising natural gas prices, it should be noted that ERG, in line with the best practices in the sector and its consolidated risk policy, has in recent years made forward sales, mainly through long-term supply contracts at fixed prices (so-called PPAs) and forward contracts also through derivative financial instruments, at prices considerably lower than current prices. These hedges, carried out with a portfolio approach by the Group's Energy Management through ERG Power Generation S.p.A., are allocated from a management standpoint to the various project companies, which own the Production Units (PUs).

The hedge allocation criterion follows a cascade mechanism which, with the idea of mitigating the associated risks, has the following order of priority: 1) electricity produced by PUs that do not have an incentive mechanism and are therefore fully exposed to the risk of market price volatility; 2) electricity produced by PUs that are subject to "Feed in Premium" tariffs, or mechanisms that provide for an incentive that is added to the market price; 3) any residual hedges are finally attributed to the quantities of electricity subject to for-difference incentive mechanisms, such as the former green certificate incentive tariffs (GRIN).

However, no hedges are envisaged for production subject to two-way for-difference incentive mechanisms.

The outlook for the main scenario and performance indicators in 2022 is shown below, in a context of sharply rising market prices until 30 September and down in the fourth quarter compared to the high prices recorded at the end of 2021, also taking into account the assumed application of claw-back measures at European level starting from December:

Italy

The EBITDA for Wind is expected to decrease compared to 2021 as a result of both the lower value of the incentive and the expected lower wind speeds in the last quarter compared to the extraordinarily high values recorded in the same period last year. This reduction will be partly offset by the contribution of new assets for 172 MW, already in operation, consolidated as from 1 August 2022.

The EBITDA for Solar is expected to increase mainly as a result of the acquisition of 34 MW as from 1 July 2022 and due to the higher production encountered. On the basis of the hedge allocation criteria referred to in the introduction, it is expected that a large majority of sales in Italy exposed in any way to market risk will be forward valued at an average price of approximately 65 EUR/MWh.

Wind & Solar gross operating profit (EBITDA) for 2022 is expected to slightly decrease compared to 2021.

Aboard

Gross operating profit (EBITDA) is projected to increase sharply overall compared to 2021 thanks to the full contribution of the Wind and Solar farms acquired in the course of 2021 in France and Germany and at the beginning of 2022 in Spain, as well as organic development including two plants in Northern Ireland for 70 MW, one in France for 7 MW which came into operation at the end of 2021, and new plants in Poland, Scotland and France, of 61 MW, 50 MW and 20 MW respectively, which came into operation during 2022. The results will also reflect the first contributions from the Creag Riabach wind farm in Scotland (UK), which will begin energisation by the end of November.

Gross operating profit (EBITDA) for Wind & Solar abroad is therefore expected to increase significantly compared to 2021.

Guidance 2022

For the year 2022, at Group level EBITDA is estimated in the range between EUR 520 million and EUR 550 million, an increase compared to the previous range of EUR 485 million and EUR 515 million and compared with the 2021 reference figure of EUR 399 million (proforma figure excluding CCGT and Hydro). Capital expenditure is in a range between EUR 900 and 1,000 million, in line with the previous range (EUR 617 million in 2021 on a like-for-like wind & solar basis). This includes capital expenditure for acquisitions made during the year and construction activities related to both the repowering of Italian wind farms and projects developed in-house for a total of 500 MW, of which 250 MW are scheduled to be repowered by the end of 2022. Net financial indebtedness at the end of 2022 is expected to be in the range of EUR 1,500 to 1,600 million (EUR 2,051 million at the end of 2021), including the distribution of the ordinary dividend of EUR 0.90 per share, down on the previous guidance forecast updated with the press release of 23 September 2022 (EUR 1,550 and 1,650 million), mainly due to increased EBITDA.

As regards the thermoelectric business, the EBITDA guidance forecasts set forth in the press release of 23 September 2022 are confirmed, expected to be in the range of EUR 60-70 million.

BUSINESS DESCRIPTION

The ERG Group is a leading independent operator of clean energy from renewable sources, operating in nine countries at European level.

The leading wind power operator in Italy and among the top ten in Europe, the Group is also active in solar energy production where it ranks in the top five in Italy. A major player in the oil market until 2008, ERG radically changed its business portfolio by anticipating longterm energy scenarios through a successful business transformation towards a sustainable development model: today the company is a leading European player in the renewable energy sector.

In 2021, the Group embarked on a major asset rotation to complete its transformation to a pure "Wind&Solar" business model.

On 3 January 2022, ERG finalised the sale of the hydroelectric assets to Enel Produzione, while, in relation to the sale of the thermoelectric business, the Antitrust Authority (AGCM) did not authorise the sale, deeming that the transaction would have given rise to the establishment and strengthening of a dominant position with regard to the buyer such as to substantially and permanently eliminate or reduce competition in the relevant markets. In this regard, ERG is already taking the necessary steps to initiate a new competitive process aimed at finding a new buyer, evaluating the most efficient alternative path for pursuing the strategic objective of the 2022-2026 Business Plan of focusing on the core business of generating electricity from renewable sources by divesting ERG Power S.r.l.

Following the completion of these important operations, the Group, whose industrial strategy integrates the ESG (Environmental, Social and Governance) plan, in line with the United Nations Sustainable Development Goals (SDGs), will become a 100% Renewable operator.

ERG is therefore a leading player in the decarbonisation process underway at a global level, committed to achieving a fair and inclusive energy transition.

Currently, management of the industrial and commercial processes of the ERG Group is entrusted to the subsidiary ERG Power Generation S.p.A., which carries out:

• centralised Energy Management & Sales activities for all generation technologies in which the ERG Group operates with the mission of securing production through long-term contracts and managing the hedging of merchant positions in line with the Group's risk policies;
• the Operation & Maintenance activities of its Italian wind and solar farms and part of the plants in France and Germany.

ERG Power Generation S.p.A., with generation facilities of 2,759 MW19 of installed renewable capacity (2,414 MW wind, 345 MW solar), operates directly or through its subsidiaries, in the following Geographical Segments: Italia

In Italy, ERG has a total installed capacity of 1,440 MW

¹⁹The total MW does not include the thermoelectric business, as it is held for sale.

in the sector of electricity generation from wind and solar sources.

Specifically, ERG is the leading operator in the wind power sector in Italy with 1,265 MW of installed capacity, and a leading operator in solar power generation with 175 MW of installed capacity.

Abroad

Outside Italy, ERG has a total installed capacity of 1,320 MW.

In wind power, ERG is one of the top ten operators in Europe with a significant and growing presence (1,149 MW operational), particularly in France (522 MW), Germany (327 MW), Poland (107 MW), Romania (70 MW), Bulgaria (54 MW), and the UK (70MW).

In addition, ERG operates in France and Spain in the generation of electricity from solar sources with 170 MW of installed capacity, of which 79 MW in France and 92 MW in Spain.

CORPORATE BODIES

BOARD OF DIRECTORS ²⁰

Chairman EDOARDO GARRONE (executive)

Deputy Chairman ALESSANDRO GARRONE (executive21) GIOVANNI MONDINI (non-executive)

Chief Executive Officer PAOLO LUIGI MERLI

Directors

LUCA BETTONTE (non-executive) EMANUELA BONADIMAN (independent22) MARA ANNA RITA CAVERNI (independent22) ELENA GRIFONI WINTERS (independent22) FEDERICA LOLLI (independent22) ELISABETTA OLIVERI (independent22) MARIO PATERLINI (independent22) RENATO PIZZOLLA (non-executive)

BOARD OF STATUTORY AUDITORS ²³

Chairman PAOLO PRANDI24

Standing auditors FABRIZIO CAVALLI GIULIA DE MARTINO

MANAGER IN CHARGE OF FINANCIAL REPORTING (ITALIAN LAW NO. 262/05) MICHELE PEDEMONTE ²⁵

INDEPENDENT AUDITORS KPMG S.P.A.26

²⁰Board of Directors appointed on 26 April 2021.

²¹Director in charge of the Internal Control and Risk Management System. 22With reference to the provisions of Article 148, paragraph 3, of the Italian Consolidated Finance Act and the matters contained in the current Corporate Governance Code recommended by Borsa Italiana S.p.A.

²³Board of Statutory Auditors appointed on 26 April 2022.

²⁴Appointed on 3 October 2022 pursuant to the provisions of Art. 22 of the Articles of Association, in the office of Standing Auditor and Chairman of the Board of Statutory Auditors of ERG S.p.A., until the next Shareholders' Meeting of ERG S.p.A.

²⁵Appointed on 26 April 2021 at the same time as appointment to the office of Group CFO

²⁶Appointed on 23 April 2018 for the period 2018 – 2026.

SHAREHOLDING STRUCTURE AT 30 SEPTEMBER 2022

The shareholding structure of ERG S.p.A. following the closing of the transaction aimed at creating the long-term partnership between San Quirico S.p.A. and the investment fund IFM Net Zero Infrastructure Fund SCSp, which took place on 15 September 2022, is shown below. As of that date, ERG S.p.A. is subject to limited management and coordination by SQ Renewables S.p.A., in accordance with the provisions of the relevant Regulations, available to the public on the Company's website (www.erg.eu) in the "Corporate Governance/Governance Documents" section.

CHANGE IN BUSINESS SCOPE IN 2022

• Solar – Siena Project

On 7 July 2022, ERG finalised the acquisition from ABN AMRO Sustainable Impact Fund PE B.V. of 100% of the capital of MP Solar B.V., owner, through seven Italian companies, of eighteen operational photovoltaic plants. The plants, with a total installed capacity of 33.8 MW and a total annual output of 46 GWh, came into operation between the end of 2010 and 2011 and benefit from the tariff regime under the so-called Feed-in Tariff (II, III and IV). The transaction fee in terms of enterprise value at 31 December 2021 was approximately EUR 128 million, and the 2021 EBITDA was EUR 17 million.

• Wind – Donatello Project

On 9 September 2022, ERG acquired from EDP Renewables Italia Holding S.r.l. the entire share capital of seven companies, owners of seven wind farms located in Italy. The plants, with a total installed capacity of 172 MW and a total annual output of approximately 400 GWh, benefit from a "CfD" (contract for difference) tariff regime with the GSE for a duration of 20 years starting from their entry into operation, which took place between 2018 and the end of 2021.

The transaction fee in terms of enterprise value at 31 December 2021 was approximately EUR 420 million, and EBITDA for the first half of 2022 was approximately EUR 36 million.

Furthermore, during the first nine months of 2022, two wind farms entered into full operation in the United Kingdom for a total capacity of 70 MW, as did two wind farms in France for a total capacity of 27 MW. Additionally, from the end of June 2022, the wind farm in Piotrkow in Poland entered into operation for a total of 24.5 MW. All were developed and built internally by the Group.

INTERIM FINANCIAL STATEMENTS AND OTHER INFORMATION

ADJUSTED INCOME STATEMENT

This section contains the adjusted operating results, presented to exclude the impacts relating to the adoption of IFRS 9 and of special items, and with the reclassification for IFRS 16.

The 2022 and 2021 figures have been shown in accordance with IFRS 5, therefore reclassifying the result of the Thermo business under "Net profit (loss) from assets held for sale" for 2022, in relation to which the ERG Group is already taking the necessary steps to launch a new competitive process aimed at identifying a new buyer, and for 2021 also the result of the Hydro business, as well as the aforementioned Thermoelectric business.

Lastly, please note that this disclosure reflects the economic impacts of the consolidation of the solar companies of the Siena project from 1 July 2022 and of the wind companies of the Donatello project from 1 August 2022.

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 Alternative Performance Indicators section below.

3rd Quarter			(EUR million)		9 months
2022	2021 Proforma	∆	ADJUSTED INCOME STATEMENT		2022	2021 Proforma	∆
188	123	65	Revenue	1	562	382	180
3	2	1	Other income 2		9	4	5
191	125	66	TOTAL REVENUE		571	386	185
(9)	(3)	(7)	Purchases and change in inventories	3	(14)	(4)	(10)
(38)	(35)	(3)	Services and other operating costs 4		(112)	(95)	(16)
(11)	(12)	1	Personnel expense		(35)	(33)	(2)
133	75	58	GROSS OPERATING PROFIT (EBITDA)		411	254	157
(59)	(51)	(8)	Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets	5	(166)	(149)	(17)
75	25	50	Operating profit (EBIT)		245	105	140
(6)	(7)	2	Net financial income (expense)	6	(18)	(23)	5
0	0	(0)	Net gains (losses) on equity investments		0	0	(0)
69	18	52	Profit before taxes		227	82	144
(18)	(4)	(14)	Income taxes	7	(53)	(16)	(37)
51	13	38	Profit (loss) from continuing operations		174	66	107
16	18	(2)	Net profit (loss) from discontinued operations	8	21	65	(45)
67	31	36	Profit (loss) for the period		194	131	63
(3)	(1)	(2)	Non-controlling interests		(4)	(2)	(3)
64	30	34	Profit attributable to owners of the parent		190	130	60

1 - Revenue

Revenue from sales consists mainly of:

sales of electricity produced by wind farms, solar installations. The electricity is sold on wholesale channels, and to customers via bilateral agreements. Specifically, electricity sold wholesale includes sales on the IPEX electricity exchange, both on the "day-ahead market" (MGP) and on the "intraday market" (MI), as well as the "dispatching services market" (MSD), in addition to sales to the main operators of the sector on the "over the counter" (OTC) platform and Power Purchase Agreements (PPAs), long-term energy sale contracts at pre-established prices, currently active in the wind sector in Italy, France and the United Kingdom;
incentives related to the output of wind farms in operation and solar installations.

Adjusted revenue in the third quarter of 2022 amounted to EUR 188 million, up significantly from EUR 123 million in the third quarter of 2021 proforma (EUR 562 million in the first nine months of 2022 against EUR 382 million in 2021), mainly due to the contribution of the wind and solar companies newly acquired in Italy in the third quarter of 2022, the new farms acquired in Spain and the contribution of the wind and solar farms acquired during the fourth quarter of 2021 in France and Germany, as well as the contribution of the new wind farms that became operational in the United Kingdom, France and Poland, partly offset by the decrease in the unit value of the incentive in Italy (from EUR 109.4/MWh to EUR 42.9/MWh).

Revenues for the third quarter of 2022 do not include:

the impact relating to the application of the "Windfall Tax" legislation in Romania equal to approximately EUR 10 million (EUR 15 million in the first nine months);
the impact relating to the application of the "15-bis Sostegni ter" legislation in Italy equal to approximately EUR 6 million;

These extraordinary and temporary items were isolated as special items.

2 - Other income

Other income includes mainly insurance reimbursements, compensation and expense repayments and grants related to income. In financial year 2022, the item also includes the partial release of the provision for fiscal risks relating to local taxes (EUR 6 million) in consideration of various favourable rulings issued in some legal disputes.

3 - Purchases and changes in inventories

Purchases include costs for the purchase of raw materials and spare parts.

4 - Services and other operating costs

Services include maintenance costs, costs for agreements with local authorities, for consulting services, insurance and for services rendered by third parties.

The other operating costs mainly relate to rent, provisions for risks and charges and to taxes other than income taxes.

The values for the first nine months of 2022 do not include:

the ancillary costs relating to non-recurring transactions equal to approximately EUR 4 million (EUR 2 million in the third quarter);
provisions relating to exceptional items on businesses disposed of by the Group (EUR 0.5 million).

Lease payment charges (lease costs for IFRS 16 purposes) for EUR 9 million (EUR 3 million in the third quarter of 2022) are classified under this item of the reclassified income statement. For a more detailed explanation of this classification, please refer to the "IFRS 16" paragraph, available under "Definitions" in the "Alternative Performance Indicators" section.

5 - Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets

Amortisation and depreciation refer to wind farms and solar installations. The increase for the period relates mainly to the contribution of the wind and photovoltaic assets acquired in Italy and abroad in previous quarters, in addition to the full contribution of the new internally developed wind farms in the United Kingdom, France and Poland, only partly offset by lower depreciation due to the end of the useful life of some components of wind farms in Italy.

It should be noted that the values for the first nine months of 2022 do not include:

the impairment of the net residual value of the property, plant and equipment and intangible assets of wind farms in the Italian portfolio, following the authorisation of a Repowering project obtained during the first quarter of 2022, amounting to EUR 7 million;
the amortisation and depreciation related to the application of IFRS 16, as previously discussed under item 4, equal to EUR 5 million (EUR 2 million in the third quarter of 2022).

6 - Net financial income (expense)

Adjusted net financial expense in the third quarter of 2022 amounted to EUR 6 million, down slightly compared to the third quarter of 2021 proforma (EUR 7 million), due to the effect of the liability management operations carried out in 2021.

Adjusted net financial expense in the first nine months of 2022 amounted to EUR 18 million, down significantly compared to the first nine months of 2021 proforma (EUR 23 million), due to the effect of the liability management operations carried out in 2021.

The average cost of medium/long-term debt in the first nine months of 2022 stood at 1.3%, compared to 1.6% in the first nine months of 2021 proforma, due to the same effects described above.

The item includes also the effects of the derivatives hedging against the risk of fluctuations in interest rates.

Lastly, it is specified that in the first nine months of 2022 the values do not include the following components of an exceptional nature (special items) linked to liability management operations:

financial expense (EUR -3 million) relating to the repayment of three Corporate Loans in January 2022;
financial expense (EUR -3 million), tied to the reversal effect relating to refinancing operations carried out in previous years, in application of IFRS 9;
financial expense related to the liability recognised upon application of the equity method introduced by IFRS 16 (EUR -4 million), as previously discussed under item 4.

7 - Income taxes

Adjusted income taxes in the third quarter of 2022 stood at EUR 18 million, up compared to EUR 4 million in the third quarter of 2021 proforma, mainly as a consequence of the higher taxable income due to the already discussed results in the period. It should be noted that the item does not include the impact deriving from Article 37 of the Italian Decree Law of 21 March 2022 equal to approximately EUR 1 million. This tax was separated as a special item. The adjusted tax rate for the third quarter of 2022, obtained from the ratio between income taxes and pre-tax profit, was 26% (24% in third quarter of 2021 proforma).

Adjusted income taxes in the first nine months stood at EUR 53 million, a significant increase compared to EUR 16 million in the first nine months of 2021 proforma, mainly as a consequence of the higher taxable income due to the already discussed results in the period. It should be noted that the item does not include the impact deriving from Article 37 of the Italian Decree Law of 21 March 2022 equal to approximately EUR 37 million. This tax was separated as a special item.

The adjusted tax rate in the first nine months of 2022, obtained from the ratio between income taxes and profit before taxes, amounted to 23% (20% in first nine months of 2021 proforma).

8 - Profit (loss) from assets held for sale

The reported net result of assets held for sale includes, for 2022, the result of ERG Power S.r.l.27 and the net gain recognised as a result of the sale of the Terni hydroelectric complex on 3 January 2022 (amounting to approximately EUR 324 million). This amount was separated as a special item. For the first nine months of 2021, the item also includes the result of ERG Hydro S.r.l (now Enel Hydro Appennino Centrale S.r.l) in accordance with IFRS 5. The adjusted net result of assets held for sale includes, for the first nine months of 2022, the result of ERG Power S.r.l.,

amounting to EUR 21 million; this amount, compared to the reported figures, does not include the impact of Article 37 of the Italian Decree Law of 21 March 2022 of approximately EUR 4 million and includes the amortisation and depreciation for the entire period.

²⁷The reported result of the thermoelectric business included under "Assets held for sale" amounted to EUR 32 million in the first nine months of 2022. As required by IFRS 5, the depreciation and amortisation of the thermo business from the date of its classification as an asset held for sale (1 February 2022) in the amount of EUR 15 million (net of tax) was not recognised. Note that starting from this quarterly report, the adjusted results of discontinued operations include the full contribution of the amortisation and depreciation of the thermoelectric business. The third quarter was therefore calculated in line with that indicated.

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 non-current 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.

Shown below are the values at 30 September 2022, which do not include the impact deriving from the application of IFRS 16 of increased net financial indebtedness of approximately EUR 159 million with a balancing entry in net invested capital amounting to approximately EUR 155 million.

It should be noted that, in application of IFRS 5, the equity contribution of the thermoelectric business is reclassified to the item Net invested capital of assets held for sale.

30/09/2021	(EUR million)		30/09/2022	30/06/2022	31/12/2021
3,404	Non-current assets	1	3,493	2,873	3,624
126	Net operating working capital	2	113	48	177
(5)	Employee benefits		(4)	(3)	(5)
446	Other assets	3	330	356	434
(547)	Other liabilities	4	(792)	(619)	(623)
3,424	Net invested capital of continuing operations		3,140	2,655	3,608
-	Net invested capital of assets held for sale		239	293	-
3,424	Net invested capital		3,379	2,948	3,608
1,585	Equity attributable to the owners of the parent		1,818	1,929	1,547
10	Non-controlling interests	5	13	10	10
1,829	Net financial indebtedness Continuous activities	6	1,542	1,019	2,051
-	Net financial indebtedness of discontinued operations		6	(9)	-
3,424	Equity and financial indebtedness		3,379	2,948	3,608

ADJUSTED RECLASSIFIED STATEMENT OF FINANCIAL POSITION

1 - 1. Non-current assets

(EUR million)	Intangible assets	Property, plant and equipment	Financial assets	Total
Non-current assets at 31/12/2021	1,116	2,463	45	3,624
Capital expenditure	2	211	5	218
Change in the consolidation scope	259	(228)	1	32
Divestments and other changes	5	(8)	0	(4)
Amortisation and depreciation	(45)	(126)	-	(171)
Adjustment for impact of IFRS 5	(0)	(194)	(12)	(207)

Non-current assets at 30/09/2022	1,336	2,118	39	3,493

The item "Capital expenditure" mainly refers to the organic development activities related to the completion of the wind farms in the United Kingdom, Poland and Sweden for 62 MW, the start of construction activities in Italy for 47 MW of Greenfield and the Repowering of Italian wind farms for approximately 193 MW of new wind capacity.

The item "Change in the consolidation scope" includes the impacts of the acquisition of the wind farms and photovoltaic plants in Italy, consolidated on a line-by-line basis in the third quarter of 2022, the acquisition of photovoltaic plants in Spain, consolidated on a line-by-line basis starting from the first quarter of 2022 and the deconsolidation of ERG Hydro (now "Enel Appennino Centrale"), sold on 3 January 2022.

The item "Adjustment for impact of IFRS 5" indicates the impacts of the reclassification of non-current assets of the thermoelectric business to the line Net Invested Capital held for sale.

The line "Divestments and other changes" comprises disposals of non-current assets, the use of main component spare parts and reclassifications.

2 – Net operating working capital

This item includes spare parts inventories, amounts due for incentives, amounts due for the sale of electricity, and trade payables mainly concerning the purchase of electricity, the maintenance of wind and solar plants and other trade payables on investments for the development of wind and solar farms.

3 – Other assets

These mainly comprise deferred tax assets, receivables from Tax Authorities for tax advances and advance payments made against current provision of services.

4 – Other liabilities

These concern mainly the negative effect of the fair value of derivatives hedging electricity due to the trend in commodity prices, to the deferred tax liabilities calculated on the differences between carrying amounts and the related tax basis (mainly authorisations, concessions and non-current assets), the estimate of income taxes due for the period, and the provisions for risks and charges.

5 – Non-controlling interests

Non-controlling interests relate to the non-controlling interest (78.5%) in Andromeda PV S.r.l., acquired in 2019.

6 – Net financial indebtedness

Adjusted indebtedness does not include the financial payable related to the application of IFRS 16 of approximately EUR 159 million (EUR 129 million at 31 December 2021).

SUMMARY OF ADJUSTED GROUP INDEBTEDNESS

30/09/2021	(EUR million)	30/09/2022	30/06/2022	31/12/2021
2,345	Non-current financial indebtedness	1,791	1,800	2,073
(517)	Current financial indebtedness (cash and cash equivalents)	(249)	(781)	(22)
1,829	Total indebtedness of continuing operations	1,542	1,019	2,051
-	Total indebtedness of discontinued operations	6	(9)	-
1,829	Total	1,548	1,009	2,051

The following table illustrates the non-current financial indebtedness of the ERG Group:

30/09/2021	(milioni di Euro)	30/09/2022	30/06/2022	31/12/2021
508	Non-current loans and borrowings	0	0	249
1,621	Non-current financial liabilities	1,606	1,606	1,614
2,129	Total	1,606	1,606	1,863

269	Total Project Financing	254	225	237
(53)	Current portion of Project Financing	(69)	(31)	(27)
216	Non-current Project Financing	185	194	210

2,345	Total non-current financial indebtedness of continuing operations	1,791	1,800	2,073
-	Total non-current financial indebtedness of discontinued operations	-	-	-

2,345	TOTAL	1,791	1,800	2,073

NON-CURRENT FINANCIAL INDEBTEDNESS

"Non-current financial liabilities", amounting to EUR 1,606 million, refer mainly to:

liability deriving from placement of three bond loans amounting to EUR 500 million (with a 6-year duration at a fixed rate), EUR 600 million (with a 7-year duration at a fixed rate) and EUR 500 million (with a 10-year duration at a fixed rate) respectively, issued as part of the Euro Medium Term Notes (EMTN) Programme. Liabilities are recognised net of medium/long-term accessory costs recognised for accounting purposes using the amortised cost method (EUR 9 million);
liabilities relating to deferred components of considerations for the purchase of assets and authorisations (EUR 14 million).

The liabilities for "Project Financing" (EUR 254 million at 30 September 2022) are for:

loans for EUR 93 million relating to the company Andromeda PV S.r.l.;
EUR 128 million in loans disbursed for the construction of wind farms, recognised for a total net of ancillary costs, recorded for accounting purposes with the amortised cost method (EUR 2 million) and the effect of the renegotiation of loans (EUR 3 million) following the application of IFRS 9;
loans (EUR 38 million), recognised as a whole net of ancillary costs recognised with the amortised cost method (EUR 1 million) and financial leases (EUR 16 million) of the newly acquired photovoltaic companies in Italy for approximately EUR 54 million.

The breakdown of current net financial indebtedness is shown below:

CURRENT FINANCIAL INDEBTEDNESS (CASH AND CASH EQUIVALENTS)

30/09/2021	(EUR million)	30/09/2022	30/06/2022	31/12/2021
126	Current bank loans and borrowings	401	321	1.305
63	Other current financial liabilities	46	96	67
189	Current financial liabilities	447	417	1.372
(628)	Cash and cash equivalents (1)	(341)	(750)	(880)
(59)	Securities and other current financial assets	(364)	(424)	(491)
(687)	Current financial assets	(705)	(1.174)	(1.371)
53	Current Project Financing	84	31	27
(71)	Cash and cash equivalents	(75)	(56)	(50)
(18)	Project Financing	9	(24)	(23)
(517)	Total current financial indebtedness of continuing operations	(249)	(781)	(22)
-	Total current financial indebtedness of discontinued operations	6	(9)	-
(517)	TOTAL	(242)	(791)	(22)

(1) It includes the impact of the application of IFRS 5 in relation to the cash and cash equivalents of the thermoelectric business.

Current bank loans and borrowings include:

short-term credit facilities.
a bilateral corporate loan with UBI Banca S.p.A. (now the Intesasanpaolo Group) (EUR 100 million) taken out in the first half of 2016, repayment of which is expected in the first quarter of 2023.
a senior Environmental, Social and Governance loan ("ESG Loan") with Mediobanca S.p.A. (EUR 150 million) taken out in the first half of 2016 and refinanced in the fourth quarter of 2021 (first bilateral corporate loan).

The loans indicated above are recognised net of short-term ancillary costs, recognised with the amortised cost method (EUR 1 million) and the effect of the renegotiation of loans (EUR 1 million) following the application of IFRS 9.

Other short-term financial payables mainly comprise financial payables on non-hedging physical derivatives (EUR 37 million) and accrued interest expenses on bonds and corporate loans (EUR 5 million).

Short-term financial assets include short-term cash investments of around EUR 100 million, deposits as collateral for futures derivatives transactions of around EUR 90 million, and assets arising from the fair value measurement of interest rate hedging derivatives of EUR 67 million.

Cash flows

The statement of cash flows is presented based on adjusted values, in order to facilitate understanding of the cash flow dynamics of the period. The breakdown of changes in net financial indebtedness is as follows:

3rd Quarter			9 months
2022	2021 (1)	(amounts in millions)	2022	2021 (1)
133	119	Adjusted EBITDA	411	400
(49)	(17)	Change in net working capital	(14)	(23)
85	102	Cash flows from operations	397	377
(91)	(56)	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	(213)	(179)
(514)	-	Asset acquisitions and business combinations	(610)	(188)
-	-	Collection from the sale of ERG Hydro	1,265	-
(4)	(0)	Capital expenditure on non-current financial assets	(4)	(0)
(2)	(4)	Divestments and other changes	(8)	3
(611)	(60)	Cash flows from investments/divestments	429	(364)
(6)	(7)	Financial income (expense)	(18)	(23)
-	(11)	Financial expense for closing loans	(3)	(13)
0	0	Net gains (losses) on equity investments	0	0
75	-	Collection distribution reserves ERG Power (2)	75	-
69	(19)	Cash flows from financing activities	54	(36)
(2)	-	Cash flows from tax management	(49)	(25)
-	-	Distribution of dividends	(136)	(113)
(66)	(161)	Other changes in equity	(113)	(229)
(66)	(161)	Cash flows from Equity	(249)	(342)
-	-	Change in the consolidation scope	(69)	-
(14)	-	Cash Flow Thermo	(11)	-
1,009	1,692	Opening net financial indebtedness	2,051	1,439
539	137	Net change	(503)	389

1,548	1,829	Total adjusted indebtedness	1,548	1,829
(6)	-	(+ NFP Thermo)	(6)	-

1,542	1,829	Adjusted indebtedness of "Continuing operations"	1,542	1,829

(1) It should be noted that the 2021 cash flow is shown taking into account the cash flows of the assets held for sale.

(2) Assets held for sale.

Cash Flows from operations in the first nine months of 2022 are positive for EUR 397 million, up compared to the corresponding period of 2021, mainly due to the operating performance and the changes in working capital.

Cash flows from investments in the first nine months of 2022 include the proceeds from the sale of the Terni hydroelectric complex (EUR 1,265 million), the effects of the acquisitions of operational photovoltaic plants in Spain (EUR 96 million) and Italy (EUR 118 million), the acquisition of operational wind plants in Italy (EUR 396 million), and the capital expenditure in the period (EUR 213 million) aimed at developing wind farms in the United Kingdom, Poland, France and Sweden, as well as developments on the Repowering and Reblading projects in Italy.

Cash flows from financing activities refer mainly to the interest accrued in the period and to the financial expense incurred within the scope of the Liability Management activities.

Cash flows from Tax Management refer to the payment of direct taxes during the period. The item also includes the advance payment of the extraordinary contribution arising from article 37 of the Italian Decree Law no. 21/2022 equal to approximately EUR 15 million.

Cash flows from Equity refer to the changes in the hedging reserve tied to derivative financial instruments, to the translation reserve and to the dividends distributed.

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 Alternative Performance Indicators (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 exceptional nature (special items): these results are indicated with the term "Adjusted results".

Since the composition of these indicators is not regulated by the applicable accounting 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 Interim Financial Statements, with the exclusion of significant special income components of an exceptional nature (special items);
EBITDA is an indicator of operating performance calculated by adding "Amortisation, depreciation and impairment of noncurrent assets" to the Operating Profit (EBIT). Gross operating profit (EBITDA) is explicitly indicated as a subtotal in the Interim Financial Statements;
Adjusted EBITDA is the gross operating profit (loss), as defined above, with the exclusion of significant special income statement components of an exceptional 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 Interim Financial Statements, with the exclusion of significant special income statement components of an exceptional 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 amounts of taxes and profit before taxes;
Profit (loss) from continuing operations does not include the result from assets held for sale relating to the thermoelectric and hydroelectric businesses reclassified under the item "Profit (loss) from assets held for sale".
Profit (loss) from continuing operations is the profit (loss) from continuing operations, with the exclusion of significant income statement components of an exceptional nature (special items) and with the reclassification of the impact tied to the application of IFRS 16, net of the related tax effects.
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 exceptional nature (special items), and with the reclassification of the impact tied to the IFRS 16 application, net of the related tax effects.
Capital expenditure are the sum of capital expenditure 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 Postemployment 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-ofuse assets;
Net financial indebtedness is an indicator of the financial structure and is determined in accordance with ESMA Guidelines 32-382-1138 (Guidelines on Prospectus disclosures) and CONSOB Warning Notice no. 5/2021, including the portion of non-current assets relative to derivative financial instruments hedging interest rates.
Adjusted net financial indebtedness of continuing operations 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 exceptional nature. These include:
- income and expense 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;
- income and expense related to events that are not typical of normal business activities, such as restructuring and environmental costs;
- capital gains and losses linked to the disposal of assets;
- significant impairment losses recognised on assets following impairment tests;
- income and the associated reversals recognised in application of IFRS 9, in relation to the restructuring of loans in place.

IFRS 16

The Group, as lessee, has recognised new liabilities for leases and higher right-of-use assets related mainly to the Wind business and to the relative use of land, warehouses, buildings, equipment, substations and machine inventory.

The application of the 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 expense 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, essentially when the relative lease payments were made.

In the first nine months of 2022, the application of IFRS 16 has therefore led to:

• an improvement in gross operating profit (EBITDA) in respect of the lease payments that fall within the scope of IFRS 16, of approximately EUR 9 million;
an increase (approximately EUR 159 million) in the net financial indebtedness and the net invested capital (approximately EUR 155 million) in relation to the application of the equity method indicated by the standard;
greater depreciation and amortisation (EUR 5 million) and greater financial expense (EUR 4 million) linked to the application of the above-mentioned method.

Based on the above, and given the typical nature of the item, in order to best present the business profitability, it has been deemed opportune to recognise, in the adjusted Income Statement, the depreciation of the right-of-use assets during the period and the financial expense on the IFRS 16 liability within the adjusted EBITDA, by way of a reasonable estimate of the lease costs in accordance with the financial expression (periodic instalment) of the same. Similarly, the adjusted net financial indebtedness and the adjusted net invested capital are presented net of the liability linked to the discounting of future lease payments.

Reconciliation with adjusted operating results

GROSS OPERATING PROFIT (EBITDA)

3rd Quarter				9 months
2022	2021	(amounts in millions)	Notes	2022	2021
119	76	EBITDA from continuing operations		394	254
		Special items exclusion:
(3)	(3)	- IFRS 16 reclassification	1	(9)	(7)
		Italy
2	2	- Reversal of ancillary charges on non-recurring operations (Special Projects)	2	4	5
-	-	- Reversal termination indemnity CEO	3	-	3
-	-	- Reversal for allocation for provision for disposed businesses	4	0	-
6		- Reversal Sostegni Ter	5	6	-
		East Europe
10	-	- Reversal of Windfall Tax Romania	6	15	-
133	75	Adjusted EBITDA		411	254

AMORTISATION, DEPRECIATION AND IMPAIRMENT LOSSES

3rd Quarter				9 months
2022	2021	(amounts in millions)	Notes	2022	2021
(60)	(51)	Amortisation, depreciation and impairment losses		(178)	(152)
		Special items exclusion:
2	1	- IFRS 16 reclassification	1	5	4
0	-	- Reversal write-down Repowering Wind Italy	7	7	-
(59)	(51)	Adjusted depreciation and amortisation		(166)	(149)

PROFIT (LOSS) ATTRIBUTABLE TO OWNERS OF THE PARENT

3rd Quarter				9 months
2022	2021	(amounts in millions)	Notes	2022	2021
36	(16)	Profit (loss) from continuing operations attributable to the owners of the parent		108	30
		Special items exclusion:
-		Exclusion of IFRS 5 adjustment on ERG Hydro amortisation		-	-
0	0	IFRS 16 reclassification	1	0	-
1	2	Exclusion of ancillary charges on non-recurring transactions	2	4	5
-	-	Exclusion termination indemnity CEO	3	-	2
0	0	Exclusion of expenses related to disposed Businesses	4	0	0
-	-	Exclusion of expenses related to impairment losses on plants Impairment Test	9	-	-
14	-	Exclusion of impact of WindFall Tax Romania and 25% Extra profits contribution	5-6-8	54	-
-	16	Exclusion of write-down Repowering Wind Italy	7	5	16
0	10	Exclusion of ancillary charges on loan prepayments	9	2	11
0	-	Solar Italy substitute tax exclusion	10	(1)	-
1	1	Exclusion of impact of gains/losses (IFRS 9)	11	2	2
51	13	Adjusted net profit (loss) from continuing operations attributable to owners of the parent		174	66

1. Reclassification for impact of IFRS 16. Reference is made to the comments made in the previous paragraph.
2. Ancillary charges relating to other non-recurring transactions and the acquisitions in 2022 relating to operational wind and solar installations in Italy and Spain, as well as the unsuccessful acquisitions.
3. Termination indemnity related to the end of office and succession of the Chief Executive Officer, which took place on 26 April 2021.
4. Provisions relating to exceptional items on businesses disposed of by the Group.
5. Impact of Art. 15-bis of Italian Decree Law no. 4/2022 (Sostegni-Ter) on the newly acquired solar companies in Italy.
6. Impact of "Windfall Tax" legislation application on Corni Eolian S.A. in Romania.
7. Impairment of the net residual value of the property, plant and equipment and intangible assets of a wind farm in Italy, following the authorisation of a Repowering project.
8. Exclusion of the extraordinary contribution envisaged by Article 37 of the Italian Decree Law no. 21/2022 for approximately EUR 37 million for the Continuing Operations scope.
9. Financial expense related to the early closure of Corporate loans as part of Liability Management transactions.
10.Reversal of the ERG Solar Holding substitute tax benefit.
11. In the first nine months of 2022, the Group renegotiated a number of loans. 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 net financial expense of approximately EUR 3 million being accounted for in the first nine months of 2022. 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.

Reconciliation of adjusted proforma values 9 months 2021

ADJUSTED INCOME STATEMENT

(EUR million)	9M2021	ERG Hydro	ERG Power	9M2021 proforma
Revenue	789	(140)	(267)	382
Other income	6	(2)	-	4
Total revenue	795	(142)	(267)	386
Purchases	(223)	1	218	(4)
Change in inventories	0	0	0	0
Services and other operating costs	(123)	17	11	(95)
Personnel expense	(50)	7	10	(33)
Gross operating profit (EBITDA)	400	(117)	(29)	254
Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets	(204)	33	22	(149)
Operating profit (EBIT)	196	(85)	(7)	105
Net financial income (expense)	(23)	0	0	(23)
Net gains (losses) on equity investments	-	-	0	0
Profit (loss) before taxes	173	(85)	(6)	82
Income taxes	(42)	25	1	(16)
Profit (loss) from continuing operations	131	(60)	(5)	66
Profit (loss) from assets held for sale	-	-	5	65
Profit before non-controlling interests	131	-	-	131
Non-controlling interests	(2)	-	-	(2)
Profit (loss) attributable to the owners of the parent	130	-	-	130

Below is the reconciliation between the Interim Financial Statements and the adjusted interim financial statements shown and commented upon in this document:

Income Statement 9 months 2022

(EUR million)	Consolidated Interim Financial Statements	Reclassification of IFRS 16 impact	Adjustment for impact of IFRS 9	Reversal of special items	Adjusted income statement
Revenue	542	-	-	21	562
Other income	9	-	-	(0)	9
Total revenue	551	-	-	20	571
Purchases and change in inventories	(14)	-	-	-	(14)
Services and other operating costs	(108)	(9)	-	5	(112)
Personnel expense	(35)	-	-	-	(35)
Gross operating profit (EBITDA)	394	(9)	-	25	411
Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets	(178)	5	-	7	(166)
Operating profit (EBIT)	217	(4)	-	32	245
Net financial income (expense)	(27)	4	3	3	(18)
Net gains (losses) on equity investments	(0)	-	-	0	0
Profit (loss) before taxes	189	0	3	35	227
Income taxes	(82)	-	(1)	29	(53)
Profit (loss) from continuing operations	108	0	2	64	174
Profit (loss) from assets held for sale	356	-	-	(335)	21
Profit (loss) for the period	464	0	2	(271)	194
Non-controlling interests	(4)	-	-	-	(4)
Profit (loss) attributable to the owners of the parent	459	0	2	(271)	190

Reclassified statement of financial position at 30 September 2022

(EUR million)	Reported Statement of Financial Position	Adjustment for impact of IFRS 16	Adjusted Statement of Financial Position
Intangible assets	1,336	-	1,336
Property, plant and equipment	2,273	(156)	2,118
Equity investments and other non-current financial assets	39	-	39
Non-current assets	3,649	(156)	3,493
Inventories	18	-	18
Trade receivables	263	-	263
Trade payables	(168)	-	(168)
Excise duties payable to tax authorities	(0)	-	(0)
Net operating working capital	113	-	113
Employee benefits	(4)	-	(4)
Other assets	329	1	330
Other liabilities	(792)	-	(792)
Net invested capital of continuing operations	3,295	(155)	3,140
Net invested capital of assets held for sale	239	-	239
Net invested capital	3,534	(155)	3,379
Equity attributable to the owners of the parent	1,814	4	1,818
Non-controlling interests	13	-	13
Non-current financial indebtedness	1,701	(159)	1,542
Net financial indebtedness Assets held for sale	6	-	6
Equity and financial indebtedness	3,534	(155)	3,379

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ERG — Earnings Release 2022

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Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. approva risultati consolidati dei primi nove mesi 2022 e del terzo trimestre 2022

Primi nove mesi del 2022:

HIGHLIGHTS

PRINCIPALI DATI FINANZIARI ADJUSTED (1)

DATI OPERATIVI

COMMENTO AI RISULTATI DEL PERIODO

Terzo Trimestre

ITALIA

ESTERO

Primi nove mesi

ITALIA

ESTERO

BASIS FOR PREPARATION

Informativa trimestrale

Settori operativi

Indicatori alternativi di performance (IAP) e Risultati adjusted

(special items).

Finalizzazione della cessione del Business Idroelettrico

Accordo per la cessione del Business Termoelettrico

Valori economici 2021 proforma

Rischi ed incertezze relativi all'evoluzione della gestione

Consolidamento acquisizioni impianti solari ed eolici in Italia

Attestazione Dirigente Preposto

Contatti:

RISULTATI PER PAESE

MARGINE OPERATIVO LORDO ADJUSTED

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI ADJUSTED

INVESTIMENTI (2)

MERCATO DI RIFERIMENTO

SCENARIO PREZZI

ITALIA

Investimenti

ESTERO

Francia

Investimenti

Germania – Eolico

Investimenti

UK – Eolico

Investimenti

Spagna- Solare

Investimenti

East Europe – Eolico

Investimenti

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DEL TRIMESTRE

Interventi normativi in materia di contenimento dell'aumento dei prezzi energia

Conflitto in Ucraina

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DEL TRIMESTRE

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Italia

Estero

Guidance 2022

PROFILO DEL GRUPPO

Italia

Estero

ORGANI SOCIETARI

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE 20

COLLEGIO SINDACALE 23

DIRIGENTE PREPOSTO (L. 262/05) MICHELE PEDEMONTE 25

SOCIETÀ DI REVISIONE KPMG S.P.A.26

STRUTTURA AZIONARIA AL 30 SETTEMBRE 2022

VARIAZIONE PERIMETRO DI BUSINESS NEL 2022

• Solare – Progetto Siena

• Eolico – Progetto Donatello

PROSPETTI CONTABILI E ALTRE INFORMAZIONI

1 - Ricavi

2 - Altri proventi

3 - Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze

4 - Costi per servizi ed altri costi operativi

5 - Ammortamenti e svalutazioni

6 - Proventi (oneri) finanziari netti

7 - Imposte sul reddito

8 - Risultato netto attività destinate ad essere cedute

SITUAZIONE PATRIMONIALE ADJUSTED

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO ADJUSTED

1 - Capitale immobilizzato

2 - Capitale circolante operativo netto

3 - Altre attività

ERG Earnings Release 2022

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE ²⁰

COLLEGIO SINDACALE ²³

DIRIGENTE PREPOSTO (L. 262/05) MICHELE PEDEMONTE ²⁵