ERG — Earnings Release 2024

May 15, 2024

Informazione Regolamentata n. 0118-38-2024	Data/Ora Inizio Diffusione 15 Maggio 2024 18:00:12		Euronext Milan
Societa'	:	ERG
Identificativo Informazione Regolamentata	:	190803
Utenza - Referente	:	ERGN01 - Marescotti
Tipologia	:	REGEM
Data/Ora Ricezione	:	15 Maggio 2024 18:00:12
Data/Ora Inizio Diffusione	:	15 Maggio 2024 18:00:12
Oggetto	:	Il CdA approva i risultati consolidati del primo trimestre 2024-The BoD approves the consolidated results for the 1Q2024
Testo del comunicato

Vedi allegato

SEDE LEGALE

via De Marini, 1 16149 Genova

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

Comunicato stampa

Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. approva i risultati consolidati del primo trimestre 2024

MOL consolidato adjusted 1 : 165 milioni di Euro, 164 milioni nel primo trimestre 2023 Risultato netto di Gruppo adjusted: 78 milioni di Euro, 78 milioni nel primo trimestre 2023 2 Guidance 2024 confermata, Ebitda compreso tra 520 e 580 milioni di Euro

• • Risultati solidi nel primo trimestre Risultati in lieve aumento rispetto allo stesso periodo del 2023 nonostante uno scenario prezzi in forte contrazione, principalmente per effetto di produzioni in crescita grazie al contributo dei nuovi impianti, oggetto di repowering o greenfield sviluppati internamente, e acquisizioni effettuate nel corso del 2023 e ad inizio 2024. Il minore scenario di mercato impatta solo in parte sui risultati grazie alla policy di copertura del Gruppo che prevede vendite attraverso tariffe fisse, contratti PPA e CFD.
• • Ingresso nel mercato USA Il 24 aprile è stato perfezionato il closing per l'acquisizione da Apex Clean Energy Holdings LLC del 75% del portafoglio composto da un impianto eolico ed uno solare in USA, entrambi in esercizio, per complessivi 317 MW di capacità installata e una produzione stimata di circa 1 TWh. Si specifica che i risultati del trimestre non riflettono ancora gli effetti di tale acquisizione.
• • Avviata l'energizzazione del terzo repowering eolico In aprile, avviata l'energizzazione del parco eolico di Mineo-Militello-Vizzini (101 MW), il terzo e più ampio nel portafoglio degli impianti del Gruppo oggetto di un intervento di totale rinnovamento tecnologico a conferma della centralità del repowering nella strategia di business di ERG.
• • Crescita e PPA Nel corso del trimestre è stato avviato l'impianto eolico greenfield di Roccapalumba in Sicilia per 47 MW. I ricavi relativi all'intera produzione saranno venduti attraverso un PPA ventennale di tipo Pay-as-Produced con Google, strumento fondamentale in un contesto di forte volatilità dei prezzi.
• • Strategia Finanziaria Fitch ha confermato per ERG un Long Term Issuer Default Rating (IDR) di BBB- stable outlook e un senior unsecured rating BBB-. In uno scenario energetico caratterizzato da una crescente volatilità, il rating riflette la solidità del modello di business del Gruppo e del suo portafoglio.
• • ESG ERG inserita a febbraio per il secondo anno consecutivo nella "A List" di CDP a conferma della validità delle strategie di decarbonizzazione implementate dal Gruppo. Nel mese di gennaio ERG si conferma tra le "Global 100 Most sustainable corporations in the world" di Corporate Knights al 28°posto (precedente 53°), prima tra le italiane.
• • Guidance 2024 Confermata la guidance con un margine operativo lordo stimato nell'intervallo compreso tra 520 e 580 milioni, gli investimenti sono previsti nel range compreso tra 550 e 600 milioni. L'indebitamento finanziario netto è atteso tra 1.750 e 1.850 milioni3, inclusivo della distribuzione del dividendo ordinario di 1 euro per azione.
• • Raggiunta la parità di genere nel nuovo CDA L'assemblea degli Azionisti di ERG ha nominato il nuovo Consiglio di Amministrazione per il prossimo triennio con l'ingresso di quattro nuove consigliere. Viene così raggiunta la parità di genere nella composizione del CdA, che oggi risulta formato da sei uomini e sei donne.

¹ A partire dal presente comunicato, i risultati economici adjusted includono gli impatti contabili dell'IFRS 16. I risultati comparativi del 2023 sono pertanto riesposti in coerenza con il nuovo approccio definito dal Gruppo.

² Si precisa che il risultato netto di Gruppo adjusted, relativamente al periodo comparativo 2023, si riferisce al perimetro delle "Attività continue" e non include pertanto il contributo del business termoelettrico ceduto nel mese di ottobre 2023.

³ L'indebitamento finanziario netto indicato è "ante IFRS 16". Non include pertanto la passività IFRS 16 pari rispettivamente a 172 milioni (esercizio 2023 effettivo) e a 210 milioni (guidance 2024).

Genova, 15 maggio 2024 – Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha approvato i risultati consolidati del primo trimestre 2024.

Paolo Merli Amministratore Delegato di ERG ha commentato:

"Nel primo trimestre 2024, in un contesto di contrazione e forte volatilità dei prezzi dell'energia, ERG ha dato nuovamente prova di forte resilienza registrando risultati solidi ed in lieve aumento rispetto all'anno precedente, grazie soprattutto al contributo della nuova capacità installata, tra cui i nostri primi progetti di repowering. In aprile abbiamo finalizzato l'ingresso nel mercato delle rinnovabili USA, che inizierà a dare un contributo economico a partire dal secondo trimestre. Nonostante uno scenario prezzi complesso, per il 2024 confermiamo la guidance per un margine operativo lordo stimato nel range 520-580 milioni ed investimenti per 550 - 600 milioni. L'indebitamento finanziario netto è atteso tra 1.750 e 1.850 milioni, inclusivo della distribuzione del dividendo ordinario di 1 euro per azione."

HIGHLIGHTS

Anno		1° trimestre
2023(1)	(milioni di Euro)	2024	2023(1)
	PRINCIPALI DATI ECONOMICI
741	Ricavi	218	213
534	Margine operativo lordo adjusted (2)	165	164
312	Risultato operativo netto adjusted	105	106
226	Risultato netto di Gruppo adjusted	78	78
219	Risultato netto di Gruppo reported (3)	77	76
72%	Ebitda Margin %	76%	77%

	PRINCIPALI DATI FINANZIARI
3.757	Capitale investito netto	3.890	3.408
2.140	Patrimonio netto	2.210	2.187
1.445	Indebitamento finanziario netto (ante IFRS 16) (4)	1.500	1.206
1.617	Indebitamento finanziario netto (post IFRS 16) (4)	1.680	1.363
40%	Leva finanziaria ante IFRS 16 (5)	40%	35%

(1) A partire dal presente comunicato, i risultati economici adjusted includono gli impatti contabili dell'IFRS 16. I risultati comparativi del 2023 sono stati pertanto riesposti in coerenza con il nuovo approccio definito dal Gruppo.

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

(3) Gli indicatori economici reported sono calcolati sulla base degli schemi di bilancio ed includono gli special items e le relative imposte correlate. Si ricorda inoltre che il dato comparativo 2023 include il risultato del business termoelettrico, ceduto nel mese di ottobre 2023.

(4) L'indebitamento finanziario netto viene indicato nella duplice misura «ante IFRS 16», escludendo la passività legata all'applicazione dell'IFRS 16 e «post IFRS 16», includendo la suddetta passività.

(5) La leva finanziaria ante IFRS 16 è calcolata rapportando l'indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 e il capitale investito netto, non inclusivo dei Right of use assets.

Anno			1° trimestre
2023			2024	2023
	DATI OPERATIVI
3.266	Totale capacità installata a fine periodo	MW	3.358	3.036
6.139	Totale produzioni di energia elettrica	GWh	1.947	1.780
1.496	Capacità installata Italia a fine periodo	MW	1.543	1.440
2.784	Produzione di energia elettrica in Italia	GWh	875	784
600	Capacità installata Francia a fine periodo	MW	645	600
1.315	Produzione di energia elettrica in Francia	GWh	391	396
327	Capacità installata Germania a fine periodo	MW	327	327
629	Produzione di energia elettrica in Germania	GWh	202	203
311	Capacità installata UK & Nordics a fine periodo	MW	311	311
455	Produzione di energia elettrica UK & Nordics	GWh	166	132
266	Capacità installata Spagna a fine periodo	MW	266	92
213	Produzione di energia elettrica in Spagna	GWh	80	35
266	Capacità installata in Est Europa	MW	266	266
742	Produzione di energia elettrica in Est Europa	GWh	233	230
489	Investimenti (6)	milioni di Euro	154	66
636	Dipendenti a fine periodo (7)	Unità	643	589
117	RICAVI NETTI UNITARI (8)	Euro/MWh	107	116
109	Italia - Eolico	Euro/MWh	120	116
342	Italia - Solare	Euro/MWh	394	327
93	Francia - Eolico	Euro/MWh	83	93
96	Francia - Solare	Euro/MWh	91	94
140	Germania - Eolico	Euro/MWh	89	152
111	UK & Nordics - Eolico	Euro/MWh	79	83
123	Spagna - Solare	Euro/MWh	51	143
91	Est Europa - Eolico	Euro/MWh	88	99

(6) In immobilizzazioni materiali ed immateriali. Il dato del primo trimestre 2024 include inoltre gli investimenti relativi ad operazioni di Merger & Acquisition pari a 84 milioni a seguito dell'acquisizione di un portafoglio eolico e solare in Francia per complessivi 73,2 MW.

(7) Il dato comparativo del primo trimestre 2023 non include il personale dedicato a garantire il funzionamento della centrale cogenerativa CCGT ceduta nel mese di ottobre 2023.

(8) I ricavi netti unitari (espressi al netto delle restituzioni clawback) sono espressi in Euro/MWh e vengono calcolati rapportando la produzione della tecnologia ai ricavi catturati sui mercati dell'energia, inclusivi degli impatti delle coperture, degli eventuali incentivi spettanti e dei relativi costi variabili associati alla produzione/vendita tra i quali, a titolo di esempio, costi di sbilanciamento e fee di accesso al mercato.

COMMENTO AI RISULTATI DEL TRIMESTRE

Nel primo trimestre 2024 i ricavi adjusted sono pari a 218 milioni, in lieve aumento rispetto al primo trimestre 2023 (213 milioni), principalmente a seguito del contributo derivante dalla maggiore capacità in esercizio in un contesto di maggiore ventosità riscontrata nel periodo. I maggiori volumi di produzioni sono stati sono stati quasi interamente compensati dai minori prezzi di mercato, sensibilmente inferiori rispetto al primo trimestre 2023. Il minore scenario di mercato impatta solo in parte sui risultati in quanto il Gruppo adotta una policy di copertura che prevede vendite attraverso tariffe fisse, contratti di Power Purchase Agreement (PPA) a condizioni di prezzo prestabilite e contratti finanziari.

Le produzioni sono risultate pari a 1,9 TWh, in aumento di 0,2 TWh rispetto al primo trimestre 2023 (+9%), grazie al contributo dei nuovi parchi sviluppati internamente ed entrati in esercizio e alle acquisizioni effettuate nel secondo semestre del 2023 e ad inizio 2024, oltre alla maggiore ventosità registrata in Italia e in UK & Nordics.

Il margine operativo lordo adjusted, al netto degli special items, si attesta a 165 milioni, in linea rispetto ai 164 milioni registrati nel primo trimestre 2023.

ITALIA

• • Eolico (+16 milioni): margine operativo lordo pari a 86 milioni, in aumento rispetto al primo trimestre 2023 (70 milioni) grazie principalmente al contributo derivante dai parchi oggetto di repowering e greenfield entrati in esercizio a partire dal secondo semestre 2023 e ad inizio 2024, alla maggior ventosità riscontrata nel periodo e all'effetto sui prezzi di vendita derivante dall'incentivo GRIN pari a 42 Euro/MWh nel 2024 (nullo nel 2023). Quest'ultimo effetto è stato sostanzialmente compensato da uno scenario di mercato in forte riduzione rispetto al medesimo periodo del 2023. Le produzioni sono state pari a 834 GWh nel primo trimestre 2024 rispetto ai 738 GWh del primo trimestre 2023.
• • Solare (+2 milioni): margine operativo lordo pari a 15 milioni, in aumento rispetto al primo trimestre 2023 (13 milioni) principalmente grazie al miglior prezzo catturato per effetto delle coperture effettuate in linea con le policy di Gruppo, in parte compensati dal minor irraggiamento riscontrato nel periodo e da alcuni fermi per repowering dei pannelli. Le produzioni sono state pari a 41 GWh nel primo trimestre 2024 rispetto a 46 GWh del primo trimestre 2023.

ESTERO

• • Eolico (-15 milioni): margine operativo lordo pari a 67 milioni, in contrazione rispetto al primo trimestre 2023 (81 milioni) prevalentemente per effetto dei minori prezzi catturati, solo in parte compensati dalla maggiore ventosità registrata rispetto al trimestre comparativo e dall'effetto perimetro legato ai neoacquisiti parchi eolici in Francia (16 GWh). In un contesto generale di prezzi di mercato inferiori, l'effetto prezzo è stato particolarmente significativo in Germania dove le produzioni sono vendute con contratti CfD ad una via. Le produzioni sono state pari a 972 GWh nel primo trimestre 2024 rispetto ai 944 GWh dell'analogo periodo del 2023.
• • Solare (-2 milioni): margine operativo lordo pari a 2 milioni, in contrazione rispetto al primo trimestre 2023 (5 milioni) per effetto dei minori prezzi di mercato e di un trimestre 2023 che aveva beneficiato di prezzi di copertura particolarmente elevati in Spagna. Le produzioni sono state pari a 100 GWh nel primo trimestre 2024 rispetto ai 52 GWh dell'analogo periodo del 2023 principalmente per effetto perimetro legato ai nuovi parchi fotovoltaici acquisiti in Francia ad inizio 2024 ed in Spagna nel secondo semestre 2023, in parte compensato dal minor irraggiamento.

Complessivamente l'effetto perimetro legato alla nuova capacità operativa è pari a 6 milioni grazie al pieno contributo dei nuovi impianti repowering e greenfield sviluppati internamente ed entrati in esercizio, oltreché alle acquisizioni effettuate nel corso del 2023 e ad inizio 2024.

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.

Il risultato operativo netto adjusted è pari a 105 milioni (106 milioni nel primo trimestre 2023). Gli ammortamenti sono stati pari a 59 milioni, in linea con il primo trimestre 2023 (58 milioni) e riflettono il pieno contributo dei nuovi asset ac-

quisiti nel periodo e sviluppati internamente (4 milioni) in parte compensato dall'allungamento della vita utile degli asset eolici esteri (-3 milioni) per effetto dei programmi di "Lifetime extension", avviati a partire dal secondo trimestre 2023.

Il risultato netto di Gruppo adjusted è pari a 78 milioni, in linea rispetto al primo trimestre 2023 (78 milioni⁴ ), e riflette, oltre a quanto già commentato, minori oneri finanziari per 3 milioni per effetto della miglior remunerazione della liquidità di Gruppo derivante dall'andamento dei tassi di interesse e maggiori imposte per 3 milioni, in aumento a seguito del venir meno dal 2024 del beneficio fiscale in Italia dell'ACE5 (Aiuto alla crescita economica).

Il risultato netto di Gruppo reported è pari a 77 milioni, comprensivo degli impatti net tax degli special items, in linea rispetto ai 76 milioni del primo trimestre 20236.

Nel primo trimestre 2024, gli investimenti sono stati pari a 154 milioni (66 milioni nel primo trimestre 2023) e si riferiscono principalmente ad investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali correlati all'acquisizione in Francia di parchi eolici e fotovoltaici (73 MW), al Repowering sui parchi italiani per circa 177 MW di nuova capacità eolica, alla costruzione di parchi Greenfield in Italia (47 MW) Francia (59 MW) e UK (47 MW) e all'avvio delle attività del primo progetto Recharge (13 MW).

L'indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 risulta pari a 1.500 milioni, in aumento (+55 milioni) rispetto al 31 dicembre 2023 (1.445 milioni). La variazione riflette l'effetto della recente acquisizione di un portafoglio eolico e solare in Francia (84 milioni7), del completamento del programma di acquisto azioni proprie (buy-back) per 37 milioni, degli investimenti del trimestre (69 milioni) legati allo sviluppo su progetti di Repowering in Italia e allo sviluppo di parchi eolici in Francia e UK, in parte compensata dal positivo flusso di cassa del trimestre (138 milioni8 ).

L'indebitamento finanziario netto post IFRS 16 include la passività (ex IFRS 16) relativa all'attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione pari al 31 marzo 2024 a 179 milioni (172 milioni al 31 dicembre 2023).

⁴ Il dato comparativo del primo trimestre 2023 si riferisce al risultato netto delle attività continue di Gruppo, non includendo pertanto il contributo del business termoelettrico, ceduto in data 17 ottobre 2023.

⁵ Aiuto alla crescita economica (ACE), abrogato dall'art.5 del D.Lgs. 30 dicembre 2023 n. 216.

⁶ Si ricorda che il risultato netto di Gruppo reported del primo trimestre 2023 includeva il contributo del business termoelettrico, ceduto in data 17 ottobre 2023.

⁷ L'acquisizione è stata perfezionata nel mese di gennaio 2024.

⁸ Include il margine operativo lordo adjusted e la variazione del capitale circolante.

ULTERIORI INFORMAZIONI

REMUNERAZIONE AMMINISTRATORI INVESTITI DI CARICHE

ll Consiglio di Amministrazione – su proposta del Comitato Nomine e Compensi e previo parere favorevole dello stesso ai sensi della Procedura per le operazioni con Parti Correlate, relativamente alle operazioni di minore rilevanza, nonché sentito il parere favorevole del Collegio Sindacale – ha determinato, in conformità con la vigente Politica in materia di remunerazione della Società, la remunerazione del Presidente, del Vice Presidente Esecutivo, del Vice Presidente e dell'Amministratore Delegato per gli esercizi 2024-2026 nonché, sempre su proposta del Comitato Nomine e Compensi e previo parere favorevole del Collegio Sindacale, la remunerazione di quei membri del Comitato Strategico che non sono dipendenti del Gruppo e non ricoprono cariche nel Consiglio di Amministrazione, per gli esercizi 2024-2026.

SISTEMA LTI 2024-2026

Il Consiglio di Amministrazione – su proposta del Comitato Nomine e Compensi e previo parere favorevole dello stesso ai sensi della Procedura per le operazioni con Parti Correlate, relativamente alle operazioni di minore rilevanza, nonché sentito il parere favorevole del Collegio Sindacale – ha definito le condizioni necessarie a dare attuazione al Piano di incentivazione pluriennale (Sistema LTI 2024-2026), approvato dal precedente Consiglio di Amministrazione, sempre su proposta del Comitato Nomine e Compensi e sentito il parere favorevole del Collegio Sindacale, il 12 marzo 2024 nonché dall'Assemblea degli Azionisti del 23 aprile 2024 ai sensi dell'articolo 114-bis del Testo Unico della Finanza. Si richiama al riguardo quanto illustrato nel documento informativo redatto ai sensi dell'art. 114-bis del Testo Unico della Finanza e nella Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti, predisposta ai sensi dell'art. 123-ter del Testo Unico della Finanza, disponibili sul sito internet della Società (www.erg.eu). La Società provvederà a fornire al mercato le informazioni relative al Piano di incentivazione pluriennale (Sistema LTI 2024-2026) in occasione delle comunicazioni previste dall'art. 84-bis, comma 5, del Regolamento Emittenti.

BASIS FOR PREPARATION

Informativa trimestrale

Il presente comunicato sui risultati consolidati del Gruppo ERG relativi al primo trimestre 2024 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 del primo trimestre 2024 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2023 alla quale si rinvia.

Gli importi riportati nel presente documento, se non diversamente indicati, sono espressi in Euro.

Settori operativi

I risultati operativi sono esposti e commentati con riferimento alle diverse aree geografiche in cui ERG opera, in coerenza con le metodologie interne di misurazione dei risultati del Gruppo. Si precisa che i risultati, esposti per area geografica, 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 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". 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.

IFRS 16

A partire dal presente comunicato il Gruppo, in linea con la prassi di settore, include nei propri risultati economici adjusted anche gli effetti dell'IFRS 16. I dati comparativi sono stati riesposti in coerenza con il nuovo approccio.

L'indebitamento finanziario netto viene indicato nella duplice misura «ante IFRS 16», escludendo la passività legata all'applicazione dell'IFRS 16, che «post IFRS 16», includendo la suddetta passività.

Consolidamento dell'acquisizione del portafoglio eolico e solare in Francia

Relativamente alla recente acquisizione di impianti eolici e fotovoltaici in Francia, avvenuta nel corso del primo trimestre 2024, in occasione del presente comunicato 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 comunicato, 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 semestrale al 30 giugno 2024. 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 gli impatti del consolidamento integrale del portafoglio eolico e solare (per complessivi 73,2 MW) a partire dal 1°gennaio 2024.

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 potrebbero 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.

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 il 15 maggio 2024 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:

Emanuela Delucchi Chief ESG, IR & Communication Officer – tel. + 39 010 2401806 – e-mail: edelucchi@erg.eu

Anna Cavallarin Head of Media Relations – tel. + 39 010 2401804 cell. + 39 339 3985139 – e-mail: acavallarin@erg.eu

Matteo Bagnara IR – tel. + 39 010 2401423 – e-mail: ir@erg.eu

www.erg.eu - @ergnow

RISULTATI DEL PERIODO 9

RISULTATI PER PAESE

Anno			1° trimestre
2023(1)	(milioni di Euro)	2024	2023(1)	∆
	RICAVI ADJUSTED
374	Italia	119	105	15
367	Estero	98	109	(11)
124	Francia	33	37	(4)
89	Germania	18	31	(13)
54	UK & Nordics	20	11	9
27	Spagna	4	5	(1)
73	Est Europa	22	24	(2)
35	Corporate	9	8	1
(35)	Ricavi infrasettori	(9)	(8)	(1)
741	Totale ricavi adjusted	218	213	4
	MARGINE OPERATIVO LORDO ADJUSTED
299	Italia	101	83	18
256	Estero	69	86	(17)
81	Francia	22	27	(5)
68	Germania	13	28	(15)
38	UK & Nordics	15	8	7
20	Spagna	2	4	(2)
49	Est Europa	18	19	(1)
(21)	Corporate	(5)	(5)	0
534	Margine operativo lordo adjusted	165	164	1
	AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI ADJUSTED
(121)	Italia	(31)	(30)	(0)
(97)	Estero	(28)	(27)	(1)
(40)	Francia	(11)	(12)	0
(20)	Germania	(5)	(7)	2
(13)	UK & Nordics	(4)	(3)	(2)
(6)	Spagna	(3)	(1)	(2)
(18)	Est Europa	(5)	(4)	(0)
(4)	Corporate	(1)	(1)	(0)
(223)	Ammortamenti e svalutazioni adjusted	(59)	(58)	(1)

(1) Come indicato nelle premesse, a partire dal presente comunicato, i risultati economici adjusted includono gli impatti contabili dell'IFRS 16. Pertanto, i risultati comparativi del 2023 sono stati riesposti in coerenza con il nuovo approccio definito dal Gruppo.

Anno		1° trimestre
2023(1)	(milioni di Euro)	2024	2023 (1)	∆
	RISULTATO OPERATIVO NETTO ADJUSTED
177	Italia	70	52	18
159	Estero	41	59	(18)
41	Francia	11	15	(5)
48	Germania	8	21	(13)
25	UK & Nordics	10	5	5
15	Spagna	(1)	3	(4)
31	Est Europa	13	14	(1)
(25)	Corporate	(6)	(6)	0
312	Risultato operativo netto adjusted	105	106	(0)
	INVESTIMENTI (2)
219	Italia	58	39	19
265	Estero	95	26	69
25	Francia	93	11	82
3	Germania	0	0	0
45	UK & Nordics	1	16	(14)
190	Spagna	0	0	0
2	Est Europa	0	0	0
4	Corporate	0	0	(0)
489	Totale investimenti	154	66	87

(1) Come indicato nelle premesse, a partire dal presente comunicato, i risultati economici adjusted includono gli impatti contabili dell'IFRS 16. Pertanto, i risultati comparativi del 2023 sono stati riesposti in coerenza con il nuovo approccio definito dal Gruppo.

(2) Includono investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali ed investimenti tramite operazioni di Merger & Acquisition (84 milioni nel primo trimestre 2024). Si segnala che i dati non includono l'incremento dei Right of Use assets.

MERCATO DI RIFERIMENTO

SCENARIO PREZZI

Anno		1° trimestre
2023		2024	2023
	Scenario prezzi base load (Euro/MWh)
	Italia
127	PUN (1)	92	157
0	Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) - Italia	42	0
41	TTF	27	55
83	CO2	60	87
	Estero
97	Francia	63	130
95	Germania	67	115
144	Polonia	94	176
112	di cui Energia Elettrica	82	130
32	di cui Certificati d'Origine	12	47
104	Bulgaria	74	129
133	Romania	103	158
104	di cui Energia Elettrica	74	129
29	di cui Certificato Verde	29	29
122	Irlanda del Nord	91	155
108	Gran Bretagna	75	144
87	Spagna	45	96
65	Sweden SE4	60	89

(1) Prezzo Unico Nazionale.

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 di ciascun parco eolico sono influenzati dalle caratteristiche anemologiche 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 e dalla regolamentazione dei mercati organizzati dell'energia.

ERG opera nel settore della produzione di energia elettrica in Italia, con una potenza installata di 1.368 MW nell'eolico e 175 MW nel solare.

Anno			1° trimestre
2023		2024	2023	∆
	Risultati Operativi
1.496	Potenza installata (MW) (1)	1.543	1.440	103
1.321	Eolico	1.368	1.265	103
175	Solare	175	175	0
2.784	Produzioni (GWh)	875	784	91
2.528	Eolico	834	738	96
256	Solare	41	46	(4)
	Load Factor % (2)
24%	Eolico	28%	27%	1%
17%	Solare	11%	12%	-1%
131	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	133	128	4
109	Eolico	120	116	4
342	Solare	394	327	67

(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 primo trimestre 2024 la produzione di energia elettrica in Italia risulta pari a 875 GWh, di cui 834 GWh da fonte eolica e 41 GWh da impianti fotovoltaici, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2023 (784 GWh di cui 738 da fonte eolica e 46 GWh da fonte solare), grazie alla maggior ventosità riscontrata e al contributo derivante dagli impianti oggetto di repowering e greenfield entrati in esercizio tra il secondo semestre 2023 e l'inizio del 2024.

Anno		1° trimestre
2023	(milioni di Euro)	2024	2023	∆
	Risultati economici
374	Ricavi adjusted	119	105	15
285	Eolico	103	89	14
89	Solare	17	16	1
299	Margine operativo lordo adjusted	101	83	18
220	Eolico	86	70	16
79	Solare	15	13	2
(121)	Ammortamenti e svalutazioni	(31)	(30)	(0)
(75)	Eolico	(19)	(18)	(1)
(47)	Solare	(11)	(12)	1
177	Risultato operativo netto adjusted	70	52	18
145	Eolico	67	52	15
33	Solare	3	0	3
219	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	58	39	19
201	Eolico	49	38	11
18	Solare	2	1	1
-	Storage	7	-	7
80%	EBITDA Margin % (1)	84%	79%	5%
77%	Eolico	84%	79%	5%
89%	Solare	87%	82%	5%

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

I ricavi registrati nel primo trimestre 2024 risultano in aumento principalmente grazie al valore dell'incentivo GRIN (42 Euro/MWh), alla maggior ventosità registrata e all'effetto perimetro di cui sopra che hanno più che compensato le minori produzioni solari e i minori prezzi di mercato.

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 120 Euro/MWh (116 Euro/MWh nel primo trimestre 2023).

I ricavi netti unitari relativi agli impianti fotovoltaici sono pari a 394 Euro/MWh (327 Euro/MWh nel primo trimestre 2023) in aumento per effetto delle coperture fissate a prezzi più alti rispetto al medesimo periodo del 2023 e dei maggiori ricavi da conto energia grazie allo spalma-incentivi.

Il margine operativo lordo adjusted in Italia del primo trimestre 2024 è pari a 101 milioni, in aumento rispetto al primo trimestre 2023 (83 milioni), per le stesse motivazioni relative ai ricavi.

Investimenti

Gli investimenti in Italia del primo trimestre 2024 (58 milioni) si riferiscono principalmente al completamento delle attività di costruzione dell'impianto di Roccapalumba (47 MW), alle attività di Repowering (177 MW) sugli impianti di Mineo-Militello-Vizzini e Salemi–Castelvetrano, oltre alle consuete manutenzioni finalizzate a incrementare ulteriormente l'efficienza degli impianti. Sul solare proseguono le attività di Revamping degli impianti, volte a garantire una maggiore efficienza degli stessi. Inoltre, sono state avviate le attività relative al Progetto Recharge (13 MW).

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 (1.450 MW operativi), in particolare in Francia (546 MW, incrementati ad inizio 2024 con l'acquisizione di un nuovo parco eolico di 24 MW), Germania (327 MW), Polonia (142 MW), UK & Nordics (311 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 364 MW di potenza installata, di cui 99 MW in Francia, e 266 MW in Spagna, entrambe incrementate tra fine 2023 ed inizio 2024 con l'entrata in operatività di due parchi fotovoltaici in Spagna (174 MW) e di due neoacquisiti parchi fotovoltaici in Francia (20 MW).

Francia

Anno			1° trimestre
2023		2024	2023	∆
	Risultati Operativi
600	Potenza installata (MW) (1)	645	600	44
522	Eolico	546	522	24
79	Solare	99	79	20
1.315	Produzioni (GWh)	391	396	(5)
1.219	Eolico	371	379	(8)
96	Solare	20	17	3
	Load Factor % (2)
27%	Eolico	31%	34%	-2%
14%	Solare	9%	10%	-1%
93	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	84	93	(10)
93	Eolico	83	93	(10)
96	Solare	91	94	(3)

(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 primo trimestre 2024 la produzione di energia in Francia risulta pari a 391 GWh, di cui 371 GWh da fonte eolica e 20 GWh da impianti fotovoltaici, in lieve diminuzione rispetto al medesimo periodo del 2023 (396 GWh) principalmente per effetto della minor ventosità registrata rispetto a quella particolarmente elevata del 2023, parzialmente compensata dall'effetto perimetro (+21 GWh) derivante dall'acquisizione di un nuovo parco eolico e due nuovi parchi fotovoltaici.

Anno	(milioni di Euro)	1° trimestre
2023		2024	2023	∆
	Risultati economici
124	Ricavi adjusted	33	37	(4)
115	Eolico	31	35	(4)
9	Solare	2	2	0
81	Margine operativo lordo adjusted	22	27	(5)
75	Eolico	22	26	(5)
6	Solare	0	1	(0)
(40)	Ammortamenti e svalutazioni	(11)	(12)	0
(35)	Eolico	(10)	(11)	1
(4)	Solare	(1)	(1)	(0)
41	Risultato operativo netto adjusted	11	15	(5)
40	Eolico	11	16	(4)
2	Solare	(1)	(0)	(0)
25	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	93	11	82
25	Eolico	57	11	46
0	Solare	36	0	36
65%	Ebitda Margin % (1)	67%	73%	-7%
66%	Eolico	69%	75%	-6%
64%	Solare	24%	43%	-18%

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

I ricavi registrati nel primo trimestre 2024 risultano pari a 33 milioni, in riduzione rispetto all'analogo periodo 2023 (37 milioni) per effetto dei minori volumi registrati e dei minori prezzi catturati, in parte compensati dalle produzioni derivanti dalla variazione di perimetro di cui sopra.

I ricavi netti unitari dell'eolico Francia pari a 84 Euro/MWh risultano in riduzione rispetto all'analogo periodo del 2023 (93 Euro/MWh) per effetto della contrazione dei prezzi di mercato, che ha influito solo in parte in quanto la maggior parte dei parchi beneficia del meccanismo incentivante a due vie, mentre i ricavi netti unitari relativi agli impianti fotovoltaici sono complessivamente pari a 91 Euro/MWh.

Il margine operativo lordo adjusted in Francia del primo trimestre 2024 è pari a 22 milioni, in riduzione rispetto al primo trimestre 2023 (27 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi.

Investimenti

Gli investimenti in Francia del primo trimestre 2024 (93 milioni) si riferiscono principalmente all'acquisizione avvenuta a gennaio 2024 di impianti eolici e fotovoltaici per 73 MW (84 milioni), di cui 44 MW già avviati e 29 MW in avanzata fase di costruzione, oltre alle attività di sviluppo e costruzione di nuovi parchi eolici (59 MW) con entrata in esercizio prevista tra la fine del 2024 e i primi mesi del 2025.

Germania – Eolico

Anno		1° trimestre
2023		2024	2023	∆
	Risultati Operativi
327	Potenza installata (MW) (1)	327	327	-
629	Produzioni (GWh)	202	203	(1)
22%	Load Factor % (2)	28%	29%	0%
140	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	89	152	(63)

(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 primo trimestre 2024 la produzione di energia elettrica in Germania risulta pari a 202 GWh, in linea rispetto al medesimo periodo del 2023 (203 GWh).

Anno		1° trimestre
2023	(milioni di Euro)	2024	2023	∆
	Risultati economici
89	Ricavi adjusted	18	31	(13)
68	Margine operativo lordo adjusted	13	28	(15)
(20)	Ammortamenti e svalutazioni	(5)	(7)	2
48	Risultato operativo netto adjusted	8	21	(13)
3	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	0	0	0
76%	Ebitda Margin % (1)	70%	89%	-18%

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

I ricavi registrati nel primo trimestre 2024 risultano pari a 18 milioni, in sensibile riduzione rispetto all'analogo periodo 2023 (31 milioni), che aveva beneficiato di prezzi di copertura particolarmente elevati.

I ricavi netti unitari dell'eolico Germania, pari a 89 Euro/MWh, risultano pertanto in contrazione rispetto al primo trimestre 2023 (152 Euro/MWh).

Il margine operativo lordo adjusted in Germania del primo trimestre 2024 è pari a 13 milioni, in riduzione rispetto al primo trimestre 2023 (28 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi.

Gli ammortamenti del periodo (5 milioni) risultano in diminuzione rispetto al primo trimestre 2023 (7 milioni) per effetto dell'impatto risultante dall'allungamento della vita utile degli asset eolici a seguito dei programmi di Lifetime Extension, avviati a partire dal secondo trimestre 2023.

UK & Nordics - Eolico

Anno		1° trimestre
2023		2024	2023	∆
	Risultati Operativi
311	Potenza installata (MW) (1)	311	311	-
455	Produzioni (GWh)	166	132	34
18%	Load Factor % (2)	24%	25%	0%
111	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	79	83	(4)

(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 primo trimestre 2024 la produzione di energia elettrica in UK e Svezia risulta pari a 166 GWh, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2023 (132 GWh), principalmente grazie alla maggior ventosità riscontrata nel periodo e al pieno contributo degli asset che ad inizio 2023 erano in fase di commissioning o ramp-up delle produzioni.

Anno		1° trimestre
2023	(milioni di Euro)	2024	2023	∆
	Risultati economici
54	Ricavi adjusted	20	11	9
38	Margine operativo lordo adjusted	15	8	7
(13)	Ammortamenti e svalutazioni	(4)	(3)	(2)
25	Risultato operativo netto adjusted	10	5	5
45	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	1	16	(14)
71%	Ebitda Margin % (1)	71%	68%	4%

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

I ricavi registrati nel primo trimestre 2024 risultano pari a 20 milioni, in aumento rispetto all'analogo periodo del 2023 (11 milioni), principalmente per effetto delle maggiori produzioni registrate. I ricavi netti unitari si attestano a 79 Euro/ MWh, sostanzialmente in linea rispetto al primo trimestre 2023 (82 Euro/MWh) grazie alla vendita tramite contratti PPA in UK.

Il margine operativo lordo adjusted nell'area UK & Nordics del primo trimestre 2024 si attesta a 15 milioni, in aumento rispetto all'analogo periodo del 2023 (8 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi.

Gli ammortamenti del periodo (4 milioni) risultano in aumento rispetto al primo trimestre 2023 (3 milioni) per effetto del pieno contributo dei parchi eolici in UK & Nordics entrati in operatività nel corso del 2023.

Investimenti

Gli investimenti nell'area UK & Nordics del primo trimestre 2024 si riferiscono alle attività di costruzione di un nuovo parco eolico di 47 MW in Nord Irlanda.

Spagna - Solare

Anno		1° trimestre
2023		2024	2023	∆
	Risultati Operativi
266	Potenza installata (MW) (1)	266	92	174
213	Produzioni (GWh)	80	35	45
21%	Load Factor% (2)	14%	18%	-4%
123	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	51	143	(92)

(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 primo trimestre 2024 la produzione di energia elettrica in Spagna risulta pari a 80 GWh, in aumento rispetto alla produzione registrata nel medesimo periodo del 2023 principalmente per effetto perimetro (+48 GWh), parzialmente compensato dal minor irraggiamento riscontrato nel periodo.

RISULTATI DEL PERIODO 17

Anno		1° trimestre
2023	(milioni di Euro)	2024	2023	∆
	Risultati economici
27	Ricavi adjusted	4	5	(1)
20	Margine operativo lordo adjusted	2	4	(2)
(6)	Ammortamenti e svalutazioni	(3)	(1)	(2)
15	Risultato operativo netto adjusted	(1)	3	(4)
190	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	0	0	0
74%	Ebitda Margin % (1)	44%	78%	-34%

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

I ricavi registrati nel primo trimestre 2024 risultano pari a 4 milioni e in riduzione rispetto all'anno precedente (5 milioni) per effetto dei minori prezzi di mercato rispetto ad un 2023 che aveva beneficiato di prezzi di copertura elevati. Ne risulta che i ricavi netti unitari si attestano a 51 Euro/MWh, in riduzione rispetto a quelli dell'anno precedente (143 Euro/MWh).

Il margine operativo lordo adjusted in Spagna del primo trimestre 2024 si attesta a 2 milioni, in contrazione rispetto al primo trimestre 2023 (4 milioni).

Gli ammortamenti del periodo (3 milioni) risultano in aumento rispetto al primo trimestre 2023 (1 milione) per il contributo dei parchi fotovoltaici acquisiti nel corso del 2023 (174 MW) ed entrati in operatività nel corso del secondo semestre 2023.

East Europe (Polonia, Romania e Bulgaria) – Eolico

Anno			1° trimestre
2023		2024	2023	∆
	Risultati Operativi
266	Potenza installata (MW) (1)	266	266	-
742	Produzioni (GWh)	233	230	3
32%	Load Factor % (2)	40%	40%	0%
91	Ricavi netti unitari (Euro/MWh)	88	99	(10)

(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 primo trimestre 2024 la produzione di energia elettrica in East Europe risulta pari a 233 GWh, in lieve aumento rispetto al medesimo periodo del 2023 (230 GWh) per effetto della migliore ventosità.

Anno		1° trimestre
2023	(milioni di Euro)	2024	2023	∆
	Risultati economici
73	Ricavi adjusted	22	24	(2)
49	Margine operativo lordo adjusted	18	19	(1)
(18)	Ammortamenti e svalutazioni	(5)	(4)	(0)
31	Risultato operativo netto adjusted	13	14	(1)
2	Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	0	0	0
67%	Ebitda Margin % (1)	81%	77%	4%

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

I ricavi registrati nel primo trimestre 2024 pari a 22 milioni, risultano in lieve riduzione rispetto all'analogo periodo 2023, principalmente per effetto della riduzione dei prezzi di cessione dell'energia.

I ricavi netti unitari medi in East Europe risultano pari a 88 Euro/MWh, in diminuzione rispetto al primo trimestre 2023 (99 Euro/MWh).

Si ricorda che le misure (windfall tax) introdotte dal Governo rumeno per contrastare gli elevati prezzi dell'energia prevedono l'obbligo per gli impianti del Gruppo a vendere tramite PPA a 450 lei/MWh (circa 90 Euro/MWh) anche nel primo trimestre 2024.

Il margine operativo lordo adjusted in East Europe del primo trimestre 2024 è pari a 18 milioni, in diminuzione rispetto al primo trimestre 2023 (19 milioni), per le stesse motivazioni legate ai ricavi.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DEL TRIMESTRE

Data	Area Geografica	Settore	Fatto di rilievo
17 gennaio 2024	Italia	Corporate	ERG si conferma tra le "Global 100" di Corporate Knights. ERG si è posizionata al primo posto tra le aziende italiane, al 28° posto nel ranking 2024, in sensibile miglioramento rispetto alla 54a posizione del 2023.
24 gennaio 2024	Italia	Corporate	TIM ed ERG: al via il progetto "Missione Ambiente – Generazioni a scuola di Sostenibilità", con l'obiettivo di contribuire alla diffusione della cultura della sostenibilità. L'iniziativa coinvolgerà dieci città italiane e prevede percorsi di approfondimento su sostenibilità, tutela ambientale e transizione ecologica per delle scuole secondarie di secondo grado.
29 gennaio 2024	Francia	Wind Solar	Perfezionata l'acquisizione di un portafoglio eolico e solare da 73,2 MW in Francia. Il portafoglio di acquisizione è composto da due parchi fotovoltaici in operation (20,4 MW), da uno in avanzato stato di realizzazione (28,8 MW) e di un parco eolico in fase di commissioning (24 MW).
1° febbraio 2024	Italia	Wind	ERG e Google firmano accordo ventennale per la fornitura di 2 TWh di energia rinnovabile. L'accordo, di tipo pay as produced, prevede la fornitura dell'energia rinnovabile e delle garanzie di origine prodotte dal parco eolico di Roccapalumba, in provincia di Palermo.
6 febbraio 2024	Italia	Corporate	ERG si conferma per il secondo anno nella "A list" di Carbon Disclosure Project.

RISULTATI DEL PERIODO 19

19 febbraio 2024	Italia	Corporate	Conclusione del programma di acquisto azioni proprie, avviato nel corso del quarto trimestre 2023.
23 febbraio 2024	Italia	Wind	ERG cresce ancora in Italia con il completamento della costruzione e l'avvio dell'energizzazione del parco greenfield di Roccapalumba in Sicilia (47 MW).
29 febbraio 2024	Italia	Corporate	Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A ha approvato la policy per la Parità di Genere, rafforzando il suo impegno per la Diversity e Inclusion.
1° marzo 2024	Italia	Solar	Presentato a Key Energy 2024 "Social Purpose for Solar Revamping", il progetto ideato da ERG per garantire seconda vita ai pannelli fotovoltaici provenienti da attività di revamping dei propri impianti solari.
13 marzo 2024	Italia	Corporate	Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha approvato il Progetto di Bilancio 2023, la Relazione sul Governo societario e gli assetti proprietari e la dichiarazione consolidata di carattere non finanziario.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DEL TRIMESTRE

Data	Area Geografica	Settore	Fatto di rilievo
09 aprile 2024	Italia	Corporate	L'agenzia di rating Fitch Ratings ("Fitch") ha confermato per ERG S.p.A. un Long Term Issuer Default Rating (IDR) di BBB- stable outlook ed un senior unsecured rating BBB-.
23 aprile 2024	Italia	Corporate	L'assemblea ordinaria degli Azionisti di ERG S.p.A. ha approvato il Bilancio di esercizio al 31 dicembre 2023, ha deliberato il pagamento di 1 Euro per azione, ha nominato il nuovo Consiglio di Amministrazione, ha confermato Edoardo Garrone alla Presidenza ed ha approvato il Piano di Incentivazione pluriennale (Sistema LTI 2024-2026).
24 aprile 2024	Italia	Eolico	ERG finalizza il terzo progetto di Repowering con l'avvio dell'energizzazione del parco eolico da 101 MW di Mineo-Militello-Vizzini in Sicilia.
24 aprile 2024	Stati Uniti	Eolico Solare	ERG entra ufficialmente nel mercato delle rinnovabili USA grazie all'avvio di una partnership strategica con APEX Clean Energy (vedasi c.s. del 21 dicembre 2023).

PROGRAMMA DI ACQUISTO AZIONI PROPRIE

Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A., in data 12 ottobre 2023, ha deliberato l'avvio al programma di acquisto di azioni proprie, in ottemperanza alla delibera assunta dall'Assemblea degli Azionisti il 26 aprile 2023.

Il programma di acquisto azioni proprie si è completato in data 12 febbraio 2024; dall'avvio del programma sono state riacquistate n. 3.758.000 azioni ordinarie (numero massimo di azioni acquistabili) al prezzo medio ponderato di euro 26,0 per azione. Considerando le azioni già in portafoglio prima dell'avvio del programma ERG S.p.A. detiene n. 4.540.080 azioni proprie pari al 3,0203% del relativo capitale sociale.

Le informative sull'acquisto di azioni proprie sono state oggetto di aggiornamenti settimanali pubblicati sul sito internet della Società (www.erg.eu) nella sezione "Media/Comunicati Stampa".

Di seguito la composizione societaria alla data di Reporting date del 31 marzo 2024:

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Il contesto in cui opera il Gruppo è caratterizzato da estrema volatilità ed incertezza. Lo scenario prezzi delle commodity e dei prezzi dell'elettricità risulta in calo nei primi mesi del 2024 rispetto a quanto già registrato nel 2023. A queste si aggiungono le istanze di revisione nel medio termine del mercato elettrico a livello europeo, con più ampi spazi per la contrattualizzazione di lungo termine dell'energia.

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. Tali coperture, quando 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 performance nel 2024 rispetto al 2023. Si segnala che a partire dal 2024 l'impatto sull'EBITDA dell'applicazione dell'IFRS 16 non viene più isolato come special item.

Italia

Il margine operativo lordo del Wind è previsto in aumento grazie all'incentivo GRIN, che nel 2024 si attesta a 42 €/ MWh rispetto ad un valore nullo nel 2023, al pieno contributo derivante dei due parchi Repowering entrati in esercizio nel corso del 2023 per complessivi 56 MW di nuova capacità aggiuntiva (92 MW al lordo della dismissione dei vecchi impianti), di un parco costruito internamente ed entrato in esercizio nei primi mesi del 2024 (47 MW) e di due ulteriori parchi Repowering previsti in esercizio negli ultimi mesi dell'anno per complessivi 101 MW (177 MW al lordo della dismissione dei vecchi impianti). Tali risultati sono in parte compensati dai minori prezzi di mercato attesi e dai minori volumi previsti rispetto all'elevata ventosità registrata nel 2023.

Il margine operativo lordo del Solare è previsto in aumento rispetto al 2023 prevalentemente per effetto dei maggiori prezzi catturati derivanti dalle coperture a termine effettuate nel corso del 2023 e dei maggiori volumi derivanti dalle attività di revamping e repowering degli impianti.

Si stima per il 2024 un Margine Operativo Lordo Wind & Solar Italia in aumento rispetto al 2023.

Estero

Il margine operativo lordo Wind è previsto in riduzione rispetto al 2023 principalmente per effetto dei minori prezzi di vendita rispetto a quelli catturati nel corso del 2023. Tale minor risultato è in parte compensato dal contributo, a partire dal secondo semestre, derivante dall'acquisizione in USA (224 MW) e da quella effettuata in Francia a gennaio 2024 (24 MW), oltre all'entrata in esercizio negli ultimi mesi dell'anno di due parchi di nuova costruzione in Francia (41 MW).

Il margine operativo lordo Solare è previsto in aumento rispetto al 2023 principalmente per effetto del contributo, a partire dal secondo semestre, derivante dal parco acquisito in USA (92 MW), dai due parchi acquisiti in Spagna ed entrati progressivamente in esercizio nel secondo semestre 2023 (25 MW e 149 MW), e dal contributo derivante dalla recente acquisizione in Francia (49 MW).

Il Margine Operativo Lordo Wind & Solar all'estero è pertanto atteso in riduzione rispetto al 2023.

Guidance 2024

Per l'esercizio 2024, a livello di Gruppo, si stima un margine operativo lordo nell'intervallo compreso tra 520 e 580 milioni, in aumento rispetto al risultato 2023 (534 milioni, comprensivo dell'applicazione dell'IFRS 16 ).

Gli investimenti risultano in un range compreso tra 550 e 600 milioni (489 milioni nel 2023) ed includono le recenti acquisizioni in USA e Francia, la costruzione dei parchi previsti in esercizio tra il 2024 e il 2025 e il completamento dei parchi entrati in esercizio nel corso del 2023.

L'indebitamento finanziario netto a fine 2024 è atteso nel range tra 1.750 e 1.850 milioni9 (1.445 milioni a fine 2023), inclusivo della distribuzione del dividendo ordinario di 1 Euro per azione.

⁹ L'indebitamento finanziario netto indicato è "ante IFRS 16". Non include pertanto la passività IFRS 16.

PROFILO DEL GRUPPO

Il Gruppo ERG è un primario operatore indipendente di energia pulita da fonti rinnovabili, presente in nove paesi a livello europeo e, a partire dal 24 aprile 2024, negli Stati Uniti.

Primo operatore eolico in Italia, tra i primi dieci in Europa nel settore eolico onshore, il Gruppo è inoltre attivo nella produzione di energia da fonte solare, essendo tra i primi cinque in Italia e con una presenza in progressivo aumento in Francia ed in Spagna.

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 Rotation10 volto a completare la propria trasformazione verso un modello di business puro "Wind&Solar", che si è concretizzato a fine 2023 con la cessione del business termoelettrico, perseguendo l'obiettivo strategico del Piano Industriale 2022-2026 di focalizzazione sul core business della produzione di energia elettrica interamente da fonti rinnovabili.

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), è diventato un operatore 100% Rinnovabile, protagonista del processo di decarbonizzazione in atto a livello globale, nonché nella realizzazione di una transizione energetica equa ed inclusiva. 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 che prevede l'internalizzazione della manutenzione dei parchi eolici italiani e di parte degli

impianti in Francia e Germania.

Il Gruppo ERG, con un parco di generazione di 3.358 MW di capacità installata rinnovabile (2.818 MW eolico, 540 MW solare), opera direttamente ed attraverso le proprie controllate, nelle seguenti Aree Geografiche:

Italia

Nel paese ERG ha una capacità installata complessiva di 1.543 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 1.368 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 installata complessiva di 1.815 MW.

Nell'eolico ERG è uno dei primi operatori in Europa con una presenza significativa e crescente (1.450 MW operativi), in particolare in Francia (546 MW), Germania (327 MW), UK (249 MW), Polonia (142 MW), Romania (70 MW), Bulgaria (54 MW) e Svezia (62 MW).

ERG, inoltre, opera in Francia e Spagna nel settore della produzione di energia elettrica da fonte solare con 365 MW di potenza installata, di cui 99 MW in Francia e 266 MW in Spagna.

ERG entra nel mercato delle rinnovabili negli Stati Uniti

In data 24 aprile 2024 il Gruppo ha perfezionato il closing di un importante accordo con Apex Clean Energy Holdings LLC (Apex) primario sviluppatore indipendente americano di energia pulita, per la creazione di una partnership strategica con la missione di gestire un portafoglio di impianti eolico e solare già operativo e potenzialmente svilupparlo.

Tale operazione rappresenta il primo passo del Gruppo nel mercato oltreoceano e prevede la creazione di una holding di diritto statunitense nella quale saranno conferiti un impianto eolico e un impianto solare, entrambi in esercizio, per complessivi 317 MW di capacità installata e una produzione stimata di circa 1 TWh, oltre ad un cooperation agreement relativo a circa 1 GW di nuovi

¹⁰ Si ricorda che in data 3 gennaio 2022 ERG ha perfezionato la cessione degli asset idroelettrici ad Enel Produzione, mentre in data 17 gennaio 2023 è stata perfezionata la cessione del business termoelettrico.

La holding é partecipata al 75% da ERG ed al 25% da Apex che prosegue nella gestione operativa degli asset. Il portafoglio si compone di un parco eolico onshore da 224,4 MW situato in Iowa ed entrato in esercizio nella prima metà del 2023, con una produzione stimata annua di oltre 800 GWh, e di un parco fotovoltaico da 92,4 MW situato in Illinois ed entrato in esercizio nella seconda metà del 2022, con una produzione stimata annua di oltre 150 GWh, pari a complessive 387 kt di CO² evitata. Entrambi gli impianti si trovano nel Midcontinent Independent System Operator (MISO), il mercato elettrico statunitense territorialmente più esteso e secondo per capacità installata. I due impianti beneficiano di accordi di Tax Equity con controparti finanziarie e saranno privi di debito al closing. La securizzazione dei ricavi è garantita da contratti di vendita di lungo termine (PPA) siglati con primarie controparti corporate. Il corrispettivo per l'acquisizione della quota di maggioranza del 75% è stato pari a 270 milioni di dollari.

ORGANI SOCIETARI

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE ¹¹

Presidente EDOARDO GARRONE (esecutivo)

Vice Presidente ALESSANDRO GARRONE (esecutivo)¹² GIOVANNI MONDINI (non esecutivo)

Amministratore Delegato PAOLO LUIGI MERLI

Consiglieri LUCA BETTONTE (non esecutivo) ELISABETTA CALDERA (indipendente13) MARINA NATALE (indipendente13) FEDERICA LOLLI (indipendente13) ELISABETTA OLIVERI (indipendente13) DANIELA TOSCANI (indipendente13) BARBARA POGGIALI (non esecutivo) RENATO PIZZOLLA (non esecutivo)

COLLEGIO SINDACALE ¹⁴

Presidente MONICA MANNINO15

Sindaci Effettivi GIULIA DE MARTINO FABRIZIO CAVALLI

DIRIGENTE PREPOSTO (L. 262/05)

MICHELE PEDEMONTE ¹⁶

SOCIETÀ DI REVISIONE

KPMG S.P.A.17

¹¹Consiglio di Amministrazione nominato in data 23 aprile 2024.

¹²Amministratore incaricato del Sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

¹³Con 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. tenendo altresì conto dei criteri «quantitativi» e «qualitativi» definiti nel Regolamento per l'operatività del Consiglio di Amministrazione, del Comitato Controllo Rischi e Sostenibilità e del Comitato Nomine e Compensi.

¹⁴ Collegio Sindacale nominato in data 26 aprile 2022.

¹⁵ Nominata in data 26 aprile 2023, nella carica di Sindaco Effettivo e Presidente del Collegio Sindacale di ERG S.p.A. e scadente unitamente agli altri componenti del Collegio Sindacale e pertanto alla data dell'Assemblea convocata per l'approvazione del Bilancio di Esercizio al 31 dicembre 2024.

¹⁶ Nominato in data 26 aprile 2021 contestualmente alla carica di CFO del Gruppo.

¹⁷ Nominata in data 23 aprile 2018 per il periodo 2018 – 2026.

VARIAZIONE PERIMETRO DI BUSINESS NEL 2024

• Wind/Solar – France: Falcon

Come già riportato nella Relazione sulla Gestione al 31 dicembre 2023, in data 28 dicembre, ERG, tramite la propria controllata ERG Eolienne France SAS, ha sottoscritto con QEnergy France SAS, primario operatore del settore delle energie rinnovabili in Francia, un accordo per l'acquisizione del 100% di CEPE Renouvellement Haut Cabardès SAS, società proprietaria di un portafoglio eolico e solare da 73,2 MW in Francia. Il portafoglio di impianti oggetto dell'acquisizione è composto da due parchi fotovoltaici, entrati in esercizio tra giugno e settembre del 2022, per complessivi 20,4 MWp di capacità installata, un progetto solare in avanzata fase di costruzione da 28,8 MWp e un parco eolico da 24 MW in fase finale di commissioning a seguito di un intervento di totale ricostruzione a nuovo (repowering). La produzione complessiva stimata è di circa 125 GWh annui, equivalente a 64 kton di CO2 evitata. I due impianti solari in operation e il parco eolico beneficiano di un regime tariffario con un CfD di 20 anni, mentre le produzioni del parco fotovoltaico che entrerà in esercizio nel secondo trimestre del 2024, sono legate ad un PPA della durata di 15 anni con una primaria controparte corporate.

ll valore dell'operazione in termini di enterprise value è stata pari a circa 86 milioni di euro, con un equity value pari a circa 17 milioni di euro. Il closing dell'operazione è avvenuto nel mese di gennaio 2024. Si precisa che le neoacquisite società francesi sono consolidate dal 1° gennaio 2024.

Nel corso del trimestre, è entrato inoltre in operatività il parco eolico di Roccapalumba, in provincia di Palermo, per una capacità complessiva pari a 47 MW sviluppato e costruito internamente. Le produzioni del parco saranno valorizzate attraverso un contratto di Power Purchase Agreement (PPA) sottoscritto con Google.

PROSPETTI CONTABILI E ALTRE INFORMAZIONI

CONTO ECONOMICO ADJUSTED

In questa sezione sono riportati i risultati economici adjusted, esposti con l'esclusione degli special items. A partire dal presente comunicato, i risultati economici adjusted includono gli impatti contabili dell'IFRS 16. I risultati comparativi del 2023 sono pertanto riesposti in coerenza con il nuovo approccio definito dal Gruppo.

Si precisa inoltre che le neoacquisite società francesi, titolari di impianti eolici e fotovoltaici per complessivi 73,2 MW, sono state consolidate integralmente a partire dal 1°gennaio 2024.

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.

	1° trimestre
(milioni di Euro)		2024	2023	∆
Ricavi	1	218	213	4
Altri proventi	2	7	6	1
RICAVI TOTALI		225	220	6
Costi per acquisti e variazione delle rimanenze	3	(3)	(4)	1
Costi per servizi e altri costi operativi	4	(43)	(39)	(4)
Costi del lavoro		(14)	(12)	(2)
MARGINE OPERATIVO LORDO		165	164	1
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	5	(59)	(58)	(1)
Risultato operativo netto		105	106	(0)
Proventi (oneri) finanziari netti	6	(2)	(5)	3
Proventi (oneri) da partecipazioni netti		0	(0)	0
Risultato prima delle imposte		103	101	2
Imposte sul reddito	7	(25)	(22)	(3)
Risultato netto attività continue		78	78	(1)
Risultato di azionisti terzi		0	0	0
Risultato netto attività continue di Gruppo		78	78	(0)
Risultato netto attività cedute	8	0	(6)	6
Risultato netto di Gruppo		78	73	5

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), 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, Regno Unito e Spagna;

• dagli incentivi relativi alla produzione dei parchi eolici e solari in funzione.

I ricavi adjusted del primo trimestre 2024 sono pari a 218 milioni, in lieve aumento rispetto al primo trimestre 2023 (213 milioni), principalmente a seguito della maggiore ventosità riscontrata nel periodo, dal contributo derivante dalla maggiore capacità in esercizio, in parte compensato dai minori prezzi di mercato, sensibilmente inferiori rispetto al primo trimestre 2023. Il minore scenario di mercato impatta 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.

Si ricorda che i ricavi del primo trimestre 2023 includono gli effetti correlati agli Interventi normativi in materia di contenimento dell'aumento dei prezzi energia (clawback measure and windfall tax), che avevano comportato restituzioni nel primo trimestre 2023 pari a 7 milioni, mentre non si rilevano impatti nel primo trimestre 2024 in considerazione dello scenario di mercato.

2 - Altri proventi

Comprendono principalmente i rimborsi assicurativi, gli indennizzi, i recuperi di spese e il parziale rilascio di fondi rischi.

3 - Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze

La voce include 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, ai canoni di locazione, agli accantonamenti per rischi ed oneri ed alle imposte diverse da quelle sul reddito.

I valori adjusted nel primo trimestre 2024 non includono gli oneri accessori legati ad operazioni straordinarie pari a 1 milione.

5 - Ammortamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti si riferiscono agli impianti eolici e fotovoltaici, sostanzialmente in linea con il primo trimestre 2023 (58 milioni) e riflettono il pieno contributo dei nuovi asset acquisiti nel periodo o sviluppati internamente (4 milioni) in parte compensato dall'allungamento della vita utile degli asset eolici esteri (-3 milioni) per effetto dei programmi di "Lifetime Extension", avviati a partire dal secondo trimestre 2023.

6 - Proventi (oneri) finanziari netti

Gli oneri finanziari netti del primo trimestre 2024 sono stati pari a 2 milioni, in sensibile diminuzione rispetto al primo trimestre 2023 (5 milioni), a seguito della miglior remunerazione della liquidità di Gruppo derivante dall'andamento crescente dei tassi di interesse.

Il costo medio del debito a medio-lungo termine nel primo trimestre 2024 si è attestato all'1,5% rispetto all'1,3% del primo trimestre 2023. La voce include anche gli effetti degli strumenti derivati di copertura dal rischio di fluttuazione dei tassi.

7 - Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito sono pari a 25 milioni, in aumento rispetto ai 22 milioni del primo trimestre 2023 principalmente a seguito del venir meno dal 2024 del beneficio fiscale in Italia dell'ACE18 (Aiuto alla crescita economica).

Il tax rate adjusted, ottenuto dal rapporto tra le imposte e l'utile ante imposte, è risultato pari al 25% (22% nel primo trimestre 2023).

8 - Risultato netto attività cedute

Il Risultato netto delle attività cedute del primo trimestre 2023 include il risultato della società ERG power S.r.l., proprietaria dell'impianto CCGT, ceduto in data 17 ottobre 2023.

¹⁸ Aiuto alla crescita economica (ACE), abrogato dall'art.5 del D.Lgs. 30 dicembre 2023 n. 216.

SITUAZIONE PATRIMONIALE

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.

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

31/03/2023	(milioni di Euro)		31/03/2024	31/12/2023
3.703	Capitale immobilizzato	1	4.157	4.023
73	Capitale circolante operativo netto	2	57	56
(4)	Fondi per benefici ai dipendenti		(4)	(4)
275	Altre attività	3	297	241
(638)	Altre passività	4	(616)	(560)
3.408	Capitale investito netto attività continue		3.890	3.757
199	Capitale investito netto attività cedute(1)		-	-
3.607	Capitale investito netto		3.890	3.757
2.177	Patrimonio netto di Gruppo		2.202	2.133
9	Patrimonio netto di terzi	5	8	7
1.206	Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16	6	1.500	1.445
157	Passività per leasing	6	179	172
1.363	Indebitamento finanziario netto post IFRS 16	6	1.680	1.617
58	Indebitamento finanziario netto Discontinued Operations	6	-	-
3.607	Mezzi propri e debiti finanziari		3.890	3.757

(1) Il contributo patrimoniale del business termoelettrico al 31 marzo 2023 è riclassificato alla voce Capitale investito netto attività cedute, mentre l'indebitamento finanziario netto del business termoelettrico è riclassificato alla voce "Indebitamento finanziario netto Discontinued Operations"

1 - Capitale immobilizzato

(milioni di Euro)	Immateriali	Materiali	Finanziarie	Totale
Capitale immobilizzato al 31/12/2023	1.403	2.569	51	4.023
Investimenti	0	69	0	69
Variazioni area di consolidamento	27	79	0	107
Altre variazioni e disinvestimenti	1	9	0	10
Ammortamenti	(17)	(43)	-	(60)
Right of use assets	-	9	-	9
Capitale immobilizzato al 31/03/2024	1.414	2.692	51	4.157

La riga Investimenti si riferisce alle attività di costruzione del Repowering sui parchi italiani per circa 177 MW di nuova capacità eolica e alla costruzione di parchi Greenfield in Italia (47 MW), Francia (59 MW), UK (47 MW) e all'avvio delle attività del primo progetto Recharge (13 MW).

La riga Variazioni Area di Consolidamento si riferisce all'impatto della recente acquisizione in Francia di un portafoglio eolico e solare per complessivi 73,2 MW.

2 - Capitale circolante operativo netto

Include le rimanenze di magazzino di parti di ricambio, i crediti per vendita di energia elettrica, e i debiti commerciali principalmente riguardanti l'acquisto di energia elettrica, la manutenzione degli impianti eolici e fotovoltaici ed altri debiti commerciali.

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 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 e alla partecipazione non totalitaria (59%) in due neoacquisite società solari in Francia19.

6 - Indebitamento finanziario netto

Si precisa che per maggiore chiarezza, l'indebitamento finanziario netto viene indicato nella duplice misura «ante IFRS 16», escludendo la passività legata all'applicazione dell'IFRS 16, che «post IFRS 16», indicando la suddetta passività. La passività per leasing, al 31 marzo 2024, è pari a 179 milioni (172 milioni al 31 dicembre 2023). L'incremento del trimestre è dovuto alla variazione dell'area di consolidamento a seguito dell'acquisizione in Francia di un portafoglio eolico e solare avvenuta nel mese di gennaio.

31/03/2023	(milioni di Euro)		31/12/2023
1.862	Indebitamento finanziario a medio-lungo termine	2.140	1.999
(656)	Indebitamento finanziario (disponibilità liquide) a breve termine	(639)	(554)
1.206	Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16	1.500	1.445
157	Passività per leasing	179	172
1.363	Indebitamento finanziario netto post IFRS 16	1.680	1.617
58	Totale indebitamento Discontinued Operations	0	0
1.421	Totale indebitamento finanziario netto	1.680	1.617

RIEPILOGO INDEBITAMENTO DEL GRUPPO

¹⁹ L'acquisizione è stata perfezionata nel mese di gennaio 2024.

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

31/03/2023	(milioni di Euro)	31/03/2024	31/12/2023
229	Finanziamenti bancari a medio-lungo termine	419	329
1.595	Debiti finanziari a medio-lungo termine	1.609	1.606
1.824	Totale	2.027	1.935
106	Totale Project Financing	158	98
(15)	Quota corrente Project Financing	(27)	(17)
91	Project Financing a medio-lungo termine	131	81
(53)	Crediti finanziari a medio-lungo termine	(19)	(17)
1.862	Totale indebitamento finanziario a medio-lungo termine ante IFRS 16	2.140	1.999
150	Passività per leasing	173	166
2.012	Totale indebitamento finanziario a medio-lungo termine post IFRS 16	2.313	2.165
2.012	TOTALE	2.313	2.165

INDEBITAMENTO FINANZIARIO A MEDIO-LUNGO TERMINE

I Finanziamenti bancari a medio-lungo termine al 31 marzo 2024 sono pari a 419 milioni e si riferiscono a quattro Sustainable bilateral linked loans, di cui uno sottoscritto nel primo trimestre 2024 per 90 milioni nominali. I debiti sopra rappresentati sono rilevati al netto degli oneri accessori a medio lungo termine rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (2 milioni).

I Debiti finanziari a medio-lungo termine, pari a 1.606 milioni, si riferiscono principalmente alla passività derivante dal collocamento di tre prestiti obbligazionari, rispettivamente di importo nominale pari a 500 milioni (della durata di 6 anni a tasso fisso), 600 milioni (della durata di 7 anni a tasso fisso) e 500 milioni (della durata di 10 anni a tasso fisso) ed emessi nell'ambito del Programma Euro Medium Term Notes (EMTN). Tali passività sono rilevate al netto degli oneri accessori a medio lungo periodo rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato (7 milioni). La voce include inoltre passività correlate a componenti differite di corrispettivi di acquisto di assets e autorizzazioni (13 milioni).

I debiti per Project Financing pari a 158 milioni²⁰ al 31 marzo 2024 sono relativi a:

• finanziamenti per 73 milioni relativi alla società Andromeda S.r.l., proprietaria di due impianti fotovoltaici in Centro Italia;
• finanziamenti per 18 milioni erogati per la costruzione di un parco eolico in Germania;
• finanziamenti per 68 milioni erogati per la costruzione di parchi eolici e fotovoltaici in Francia, nell'ambito della recente acquisizione avvenuta nel mese di gennaio 2024.

I Crediti finanziari a medio-lungo termine pari a 19 milioni si riferiscono alla quota a lungo termine delle attività derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura dei tassi di interesse.

²⁰ Tali passività sono rilevate al netto degli oneri accessori a medio lungo periodo rilevati contabilmente con il metodo del costo ammortizzato.

PROSPETTI CONTABILI E IAP 33

L'indebitamento finanziario netto a breve è così costituito:

INDEBITAMENTO FINANZIARIO (DISPONIBILITÀ LIQUIDE) A BREVE TERMINE

31/03/2023	(milioni di Euro)	31/03/2024	31/12/2023
148	Finanziamenti bancari a breve termine	0	132
32	Altri debiti finanziari a breve termine	16	37
180	Passività finanziarie a breve termine	16	169
(558)	Disponibilità liquide (1)	(475)	(459)
(252)	Titoli e altri crediti finanziari a breve termine	(193)	(272)
(810)	Attività finanziarie a breve termine	(668)	(731)
15	Project Financing a breve termine	27	17
(41)	Disponibilità liquide	(14)	(9)
(26)	Project Financing	13	8
(656)	Totale indebitamento finanziario netto a breve termine ante IFRS 16	(639)	(554)
6	Passività per leasing	6	6
(649)	Totale indebitamento finanziario a medio-lungo termine post IFRS 16	(633)	(548)
58	Totale indebitamento finanziario breve termine Discontinued Operations	0	-
(592)	TOTALE	(633)	(548)

(1) Il dato relativo al 31 marzo 2023 include l'impatto dell'applicazione dell'IFRS 5 relativamente alle disponibilità liquide del business termoelettrico.

I finanziamenti bancari a breve termine comprendono le posizioni riferite a linee di finanziamento a breve termine.

Gli Altri debiti finanziari a breve termine comprendono i ratei per interessi passivi su Bond e Corporate Loans (16 milioni).

I Titoli e altri crediti finanziari a breve termine includono gli impieghi a breve di liquidità per 150 milioni, la quota a breve termine delle attività derivanti dalla valutazione al fair value degli strumenti derivati a copertura dei tassi di interesse per 35 milioni e i depositi a garanzia dell'operatività su strumenti derivati "futures" circa 1 milione.

Flussi finanziari

Si rappresenta lo schema di rendiconto finanziario a partire dai valori ante ifrs 16 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:

	1° trimestre
(milioni di Euro)	2024	2023
Margine operativo lordo adjusted	165	164
Variazione capitale circolante	(26)	103
Cash Flow Operativo	138	267
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali	(69)	(66)
Acquisizioni di assets e business combination	(84)	-
Investimenti immobilizzazioni finanziarie	(0)	1
Altre variazioni e disinvestimenti	(6)	-
Cash Flow da investimenti/disinvestimenti	(160)	(65)
Proventi (oneri) finanziari	(2)	(3)
Oneri finanziari chiusura finanziamenti	-	(4)
Proventi (oneri) da partecipazione netti	0	(0)
Cash Flow da gestione finanziaria	(2)	(7)
Cash Flow da gestione Fiscale	(2)	(2)
Programma acquisto azioni proprie (Buy back)	(37)	-
Altri movimenti di patrimonio netto	7	36
Cash Flow da Patrimonio Netto	(30)	36
Cash Flow Termo	-	40
Indebitamento finanziario netto iniziale "Attività continue"	1.445	1.533
Variazione netta	55	(268)
(+ Posizione finanziaria netta business Termo)	-	(58)
Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16	1.500	1.206
Passività per leasing	179	157
Indebitamento finanziario netto post IFRS 16	1.680	1.363

PROSPETTI CONTABILI E IAP 35

Il Cash flow operativo del primo trimestre 2024 è positivo per 138 milioni, in diminuzione rispetto al corrispondente periodo del 2023 (267 milioni) principalmente per i risultati operativi dell'esercizio e le dinamiche puntuali del circolante. Si ricorda che il primo trimestre 2023 beneficiava dell'effetto positivo dovuto alla regolazione finanziaria di alcuni strumenti derivati di copertura.

Il Cash flow da investimenti del primo trimestre 2024 riflette si riferiscono principalmente agli impatti correlati all'acquisizione in Francia di parchi eolici e fotovoltaici (73 MW), al Repowering sui parchi italiani per circa 177 MW di nuova capacità eolica e alla costruzione di parchi Greenfield in Italia (47 MW) Francia (59 MW) e UK (47 MW) e all'avvio delle attività del primo progetto Recharge (13 MW).

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

Il Cash flow da gestione fiscale si riferisce al versamento delle imposte dirette avvenute nel trimestre in East Europe.

Il Cash flow da Patrimonio Netto si riferisce all'impatto del programma di acquisto azioni proprie avviato nel quarto trimestre 2023 e concluso nel mese di febbraio 2024 (37 milioni), ai movimenti della riserva di cash flow hedge legata agli strumenti finanziari derivati oltreché alla riserva di traduzione cambi.

La variazione della Passività per Leasing è riconducibile principalmente alla variazione del perimetro di consolidamento in Francia.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Definizioni

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

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

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

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

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

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

• • i Ricavi adjusted sono i ricavi, come indicati negli schemi di Bilancio, con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);
• • il Margine operativo lordo è un indicatore della performance operativa calcolato sommando al Risultato Operativo Netto gli "Ammortamenti e svalutazioni". Il Margine Operativo Lordo è indicato esplicitamente come subtotale negli schemi di Bilancio;
• il Margine operativo lordo adjusted è il margine operativo lordo, come sopra definito, con l'esclusione delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);
• 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);
• 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 cedute relative al business termoelettrico riclassificato alla riga "Risultato netto attività cedute";
• il Risultato netto attività continue adjusted è il Risultato netto attività continue con l'esclusione delle componenti reddituali

significative aventi natura non usuale (special items), al netto dei relativi effetti fiscali;

• il Risultato netto di Gruppo adjusted è il Risultato netto attività continue adjusted con l'esclusione del risultato degli azionisti terzi;
• gli Investimenti sono ottenuti dalla somma degli investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali, con l'inclusione delle operazioni di Merger & Acquisition e non inclusivo dei Right of Use assets;
• 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;
• 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 inoltre la quota non corrente di attività relative agli strumenti finanziari derivati.

Per maggiore chiarezza, l'indebitamento finanziario netto viene indicato nella duplice misura «ante IFRS 16», escludendo la passività legata all'applicazione dell'IFRS 16, e «post IFRS 16», includendo la suddetta passività.

I dati comparativi al 31 marzo 2023 si riferiscono al perimetro delle attività continue, escludendo pertanto l'indebitamento del business termoelettrico, ceduto nell'ottobre 2023.

• La leva finanziaria è calcolata rapportando l'indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 e il capitale investito netto, non inclusivo dei Right of Use assets.
• 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'I-FRS 9 in relazione alle operazioni di ristrutturazione dei finanziamenti in essere.

IFRS 16

A partire dal presente comunicato il Gruppo, in linea con la prassi di settore, include nei propri risultati economici adjusted anche gli effetti dell'IFRS 16. I dati comparativi sono stati riesposti in coerenza con il nuovo approccio.

Per maggiore chiarezza, l'indebitamento finanziario netto viene indicato nella duplice misura «ante IFRS 16», escludendo la passività legata all'applicazione dell'IFRS 16, che «post IFRS 16», indicando la suddetta passività.

Riconciliazione con i risultati economici adjusted

MARGINE OPERATIVO LORDO

Anno			1° trimestre
2023	(milioni di Euro)	Note	2024	2023
529	Margine operativo lordo		164	164
	Esclusione Special Items:
4	- Storno oneri accessori operazioni straordinarie (Progetti Speciali)	1	1	0
1	- Storno accantonamento Fondo Business Dismessi	2	-	-
534	Margine operativo lordo adjusted		165	164

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

Anno				1° trimestre
2023	(milioni di Euro)	Note	2024	2023
(225)	Ammortamenti e svalutazioni		(60)	(58)
	Esclusione Special Items:
2	- Storno svalutazione Repowering Wind Italia	3	1	-
(223)	Ammortamenti adjusted		(59)	(58)

RISULTATO NETTO DI GRUPPO

Anno			1° trimestre
2023	(milioni di Euro)	Note	2024	2023
214	Risultato netto attività continue di Gruppo		77	77
	Esclusione Special Items:
3	Esclusione Oneri accessori operazioni straordinarie	1	1	0
(4)	Esclusione oneri correlati a Business dismessi	2	0	(2)
2	Esclusione svalutazione Repowering Wind Italia	3	0	-
4	Esclusione oneri accessori prepayment finanziamenti	4	-	3
6	Esclusione Tax Asset UK e imposta sostitutiva Solar Italy	5	-	-
1	Esclusione impatto gains/losses on IFRS 9	6	-	1
226	Risultato netto attività continue di Gruppo adjusted		78	78

• 1. Oneri accessori relativi ad altre operazioni di natura non ricorrente, nonché alle acquisizioni non andate a buon fine.
• 2. Accantonamenti correlati a poste straordinarie sui Business dismessi dal Gruppo.
• 3. Oneri correlati a progetti di Repowering e Revamping in Italia già oggetto di svalutazione nel periodo precedente.
• 4. Oneri finanziari correlati alla chiusura anticipata di project financing e finanziamenti Corporate nell'ambito di attività di Liability Management.
• 5. Storno tax asset su società di diritto inglese e storno beneficio dell'imposta sostitutiva in ERG Solar Holding S.r.l.
• 6. Il principio IFRS 9 non consente di differire gli effetti economici positivi della rinegoziazione dei finanziamenti sulla durata residua del debito: ciò ha comportato la contabilizzazione nel primo trimestre 2023 di oneri finanziari netti per circa 1 milione. Ai fini di una maggiore chiarezza espositiva del costo dell'indebitamento finanziario netto si è ritenuto opportuno esporre nel Conto Economico adjusted gli oneri finanziari

assimilati al service payment del debito, differendo la rilevazione di benefici della rinegoziazione lungo la durata residua del debito e non riconoscendoli tutti in una contabilizzazione immediata al momento della modifica. La rettifica qui commentata si riferisce principalmente allo storno del suddetto beneficio al netto degli effetti legati al reversal di analoghi proventi relativi ad operazioni di re-financing di esercizi precedenti.

Interventi normativi in materia di contenimento dell'aumento dei prezzi energia (clawback measures and windfall tax)

Si ricorda che nel corso del 2022 sono state introdotte in Italia ed all'estero misure di contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico, già descritte nel Bilancio di Gruppo al 31 dicembre 2022 e i cui effetti hanno avuto impatto anche sul Bilancio di Gruppo al 31 dicembre 2023.

A seguito dell'andamento dello scenario prezzi nel periodo di riferimento, non si rilevano restituzioni nel corso del primo trimestre 2024 dall'applicazione di tali misure. Si ricorda che, nel primo trimestre 2023, tale impatto negativo era stato pari a 7 milioni sul margine operativo lordo (5 milioni sul risultato netto delle attività continue di Gruppo).

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

Conto Economico 1° trimestre 2024

(milioni di Euro)	Schemi di Bilancio	Storno special items	Conto Economico adjusted
Ricavi	218	-	218
Altri proventi	7	-	7
Ricavi totali	225	-	225
Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze	(4)	-	(4)
Costi per servizi e altri costi operativi	(44)	1	(43)
Costi del lavoro	(14)	-	(14)
Margine operativo lordo	164	1	165
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(60)	1	(59)
Risultato operativo	104	2	105
Proventi (oneri) finanziari netti	(2)	-	(2)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	(0)	0	0
Risultato prima delle imposte	101	2	103
Imposte sul reddito	(25)	(0)	(25)
Risultato netto attività continue	77	1	78
Risultato di azionisti terzi	0	-	0
Risultato netto attività continue di Gruppo	77	1	78
Risultato netto attività cedute	-	-	-
Risultato netto di Gruppo	77	1	78

A partire dal presente comunicato, i risultati economici adjusted includono gli impatti contabili dell'IFRS 16. I risultati comparativi del 2023 sono pertanto riesposti in coerenza con il nuovo approccio definito dal Gruppo. Si ricorda inoltre che, a partire dal secondo trimestre 2023 i risultati adjusted sono indicati "net clawback".

Di seguito la riconciliazione degli effetti sopra descritti:

Conto Economico 1° trimestre 2023

(milioni di Euro)	Valori indicati nel bilancio consolidato	Rettifica IFRS 16	Clawback measures	Conto Economico adjusted
Ricavi	220	-	(7)	213
Altri proventi	6	-	-	6
Ricavi totali	226	-	(7)	220
Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze	(4)	-	-	(4)
Costi per servizi e altri costi operativi	(43)	3	-	(39)
Costi del lavoro	(12)	-	-	(12)
Margine operativo lordo	167	3	(7)	164
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(56)	(2)	-	(58)
Risultato operativo	111	2	(7)	106
Proventi (oneri) finanziari netti	(3)	(2)	-	(5)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	(0)	-	-	(0)
Risultato prima delle imposte	108	(0)	(7)	101
Imposte sul reddito	(24)	-	1	(22)
Risultato netto attività continue	84	(0)	(5)	78
Risultato di azionisti terzi	0	-	-	0
Risultato netto attività continue di Gruppo	84	(0)	(5)	78
Risultato netto attività destinate ad essere cedute	(6)	-	-	(6)
Risultato netto di Gruppo	78	(0)	(5)	73

Conto Economico 2023

(milioni di Euro)	Valori indicati nel bilancio consolidato	Rettifica impatto IFRS 16	Conto Economico adjusted
Ricavi	741	-	741
Altri proventi	26	-	26
Ricavi totali	767	-	767
Costi per acquisti e variazioni delle rimanenze	(14)	-	(14)
Costi per servizi e altri costi operativi	(180)	14	(166)
Costi del lavoro	(53)	-	(53)
Margine operativo lordo	520	14	534
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(215)	(7)	(223)
Risultato operativo	305	6	312
Proventi (oneri) finanziari netti	(6)	(7)	(14)
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	(0)	-	(0)
Risultato prima delle imposte	299	(1)	298
Imposte sul reddito	(71)	-	(71)
Risultato netto attività continue	228	(1)	227
Risultato di azionisti terzi	(2)	-	(2)
Risultato netto attività continue di Gruppo	226	(1)	226
Risultato netto attività cedute	(7)	-	(7)
Risultato netto di Gruppo	219	(1)	219

www.erg.eu

REGISTER OFFICE

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

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 quarter of 2024

Adjusted consolidated EBITDA 1 : EUR 165 million, EUR 164 million in the first quarter of 2023 Adjusted profit attributable to owners of the parent: EUR 78 million, EUR 78 million in the first quarter of 2023 2 2024 Guidance confirmed, EBITDA between EUR 520 million and EUR 580 million

• • Solid first-quarter results Results increased slightly compared to the same period in 2023 despite a sharply declining price scenario, mainly as a result of increased output due to the contribution of new plants, repowered or greenfield developed in-house, and acquisitions made during 2023 and early 2024. The lower market scenario only partly impacts the results due to the Group's hedging policy of selling through fixed rates, PPAs and CFDs.
• • Entry into the US market On 24 April, the closing was finalised for the acquisition from Apex Clean Energy Holdings LLC of 75% of the portfolio consisting of one wind plant and one solar system in the US, both in operation, for a total of 317 MW of installed capacity and an estimated output of approximately 1 TWh. It should be noted that the results for the quarter do not yet reflect the effects of this acquisition.
• • Energisation of the third wind farm repowering started In April, the energisation of the Mineo-Militello-Vizzini wind farm began (101 MW), the third and largest in the Group's portfolio of plants subject to a total technological renovation, confirming the centrality of repowering in ERG's business strategy.
• • Growth and PPA During the quarter, the 47-MW greenfield wind power plant in Roccapalumba in Sicily was commissioned. Revenue relating to the entire generation will be sold through a twenty-year Pay-as-Produced PPA with Google, a fundamental tool in a context of strong price volatility.
• • Financial Strategy Fitch affirmed ERG S.p.A.'s Long-Term Issuer Default Rating (IDR) and senior unsecured rating at BBB- with a stable outlook. In an energy scenario characterised by increasing volatility, the rating reflects the solidity of the Group's business model and its portfolio.
• • ESG In February, for the second consecutive year, ERG was included in the CDP "A List", confirming the validity of the decarbonisation strategies implemented by the Group. In January, ERG was again included in the "Global 100 Most Sustainable Corporations in the World" of Corporate Knights, ranking in 28th place (previously 53rd), first among the Italian companies.
• • 2024 Guidance Guidance confirmed with an estimated EBITDA in the range of EUR 520 to 580 million, capital expenditure expected in the range of EUR 550 to 600 million. Net financial indebtedness is expected to be between EUR 1,750 million and EUR 1,850 million³, including the distribution of the ordinary dividend of EUR 1 per share.
• • Gender equality achieved in the new BoD ERG's Shareholders' Meeting appointed the new Board of Directors for the next three years with the addition of four new female directors. Gender equality is thus achieved in the composition of the Board, which now consists of six men and six women.

¹ Starting from this press release, the adjusted economic results include the accounting impacts of IFRS 16. The comparative results for 2023 are therefore restated in line with the new approach defined by the Group.

² It should be noted that the adjusted profit attributable to owners of the parent, relating to the comparative period 2023, refers to the scope of "Continuing operations" and therefore does not include the contribution of the thermoelectric business sold in October 2023.

³ The net financial indebtedness shown is "before IFRS 16". Therefore it does not include the IFRS 16 liability, equal to EUR 172 million (actual year 2023) and EUR 210 million (guidance 2024), respectively.

Genoa, 15 May 2024 – The Board of Directors of ERG S.p.A. has approved the consolidated results for the first quarter of 2024.

Paolo Merli, Chief Executive Officer of ERG, commented:

"In the first quarter of 2024, against a backdrop of contraction and high volatility in energy prices, ERG once again demonstrated strong resilience posting solid results, slightly up on the previous year, thanks mainly to the contribution of new installed capacity, including our first repowering projects. In April, we finalised our entry into the US renewables market, which will begin to contribute financially from the second quarter. Despite a complex price scenario, for 2024 we confirm the guidance for an estimated EBITDA in the range of EUR 520-580 million and capital expenditure of EUR 550-600 million. Net financial indebtedness is expected to be between EUR 1,750 million and EUR 1,850 million, including the distribution of the ordinary dividend of EUR 1 per share."

HIGHLIGHTS

Year			1st quarter
2023(1) (EUR million)		2024	2023(1)
	MAIN INCOME STATEMENT FIGURES
741	Revenue	218	213
534	Adjusted EBITDA (2)	165	164
312	Adjusted operating profit (loss)	105	106
226	Adjusted profit attributable to owners of the parent	78	78
219	Reported profit attributable to owners of the parent (3)	77	76
72%	EBITDA Margin %	76%	77%

	MAIN FINANCIAL FIGURES
3,757	Net invested capital	3,890	3,408
2,140	Equity	2,210	2,187
1,445	Net financial indebtedness (before IFRS 16) (4)	1,500	1,206
1,617	Net financial indebtedness (after IFRS 16) (4)	1,680	1,363
40%	Financial leverage before IFRS 16 (5)	40%	35%

(1) Starting from this press release, the adjusted economic results include the accounting impacts of IFRS 16. The comparative results for 2023 were therefore restated in line with the new approach defined by the Group.

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

(3) Reported economic indicators are calculated on the basis of the Financial Statements and include special items and related taxes. It should also be noted that the 2023 comparative figure includes the result of the thermoelectric business, sold in October 2023.

(4) Net indebtedness is indicated in the dual measure "before IFRS 16", excluding the liabilities linked to the application of IFRS 16, and "after IFRS 16", including the aforementioned liabilities.

(5) Financial leverage before IFRS 16 is calculated by comparing the net financial indebtedness before IFRS 16 with the net invested capital, not including Right of Use assets.

Year			1st quarter
2023			2024	2023
	OPERATING DATA
3,266	Total installed capacity at the end of the period	MW	3,358	3,036
6,139	Total electricity output	GWh	1,947	1,780
1,496	Installed capacity at the end of the period – Italy	MW	1,543	1,440
2,784	Electricity output – Italy	GWh	875	784
600	Installed capacity at the end of the period – France	MW	645	600
1,315	Electricity output – France	GWh	391	396
327	Installed capacity at the end of the period – Germany	MW	327	327
629	Electricity output – Germany	GWh	202	203
311	Installed capacity at the end of the period – UK & Nordics	MW	311	311
455	Electricity output – UK & Nordics	GWh	166	132
266	Installed capacity at the end of the period – Spain	MW	266	92
213	Electricity output – Spain	GWh	80	35
266	Installed capacity in East Europe	MW	266	266
742	Electricity output – East Europe	GWh	233	230
		EUR million
489 636	Capital expenditure (6) Employees at the end of the year (7)	Units	154 643	66 589
117	NET UNIT REVENUE (8)	EUR/MWh	107	116
109	Italy – Wind	EUR/MWh	120	116
342	Italy – Solar	EUR/MWh	394	327
93	France – Wind	EUR/MWh	83	93
96	France – Solar	EUR/MWh	91	94
140	Germany – Wind	EUR/MWh	89	152
111	UK & Nordics – Wind	EUR/MWh	79	83
123	Spain – Solar	EUR/MWh	51	143
91	East Europe – Wind	EUR/MWh	88	99

(6) In property, plant and equipment and intangible assets. The figure for the first quarter of 2024 also includes investments related to Merger & Acquisition transactions amounting to EUR 84 million following the acquisition of a wind and solar portfolio in France totalling 73.2 MW.

(7) The comparative figure for the first quarter of 2023 does not include personnel dedicated to ensuring the operation of the CCGT cogeneration plant, sold in October 2023.

(8) Net unit revenue (net of clawbacks) 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, imbalance costs and market access fees.

COMMENTS ON THE QUARTER'S PERFORMANCE

In the first quarter of 2024, adjusted revenue amounted to EUR 218 million, a slight increase compared to the first quarter of 2023 (EUR 213 million), mainly as a result of the contribution from the higher capacity in operation, in a context of higher wind speeds in the period. The higher output volumes were almost entirely offset by lower market prices, significantly lower than in the first quarter of 2023. The lower market scenario only partially affected the results as the Group adopts a hedging policy that provides for sales through fixed rates, Power Purchase Agreements (PPAs) under pre-established price conditions and financial agreements.

Outputs amounted to 1.9 TWh, an increase of 0.2 TWh compared to the first quarter of 2023 (+9%), due to the contribution of new wind farms developed in-house that entered into operation and acquisitions made in the second half of 2023 and at the beginning of 2024, as well as the higher wind speeds recorded in Italy and the UK & Nordics.

Adjusted EBITDA, net of special items, stood at EUR 165 million, in line with the EUR 164 million recorded in the first quarter of 2023.

ITALY

• • Wind (EUR +16 million): EBITDA of EUR 86 million, up from the first quarter of 2023 (EUR 70 million), mainly due to the contribution from the repowering and greenfield wind farms that entered into operation in the second half of 2023 and at the beginning of 2024, the increased wind speeds experienced in the period, and the effect on sales prices of the GRIN incentive of 42 EUR/MWh in 2024 (zero in 2023). The latter effect was substantially offset by a sharply reduced market scenario compared to the same period of 2023. Output amounted to 834 GWh in the first quarter of 2024 compared to 738 GWh in the first quarter of 2023.
• • Solar (EUR +2 million): EBITDA of EUR 15 million, up from the first quarter of 2023 (EUR 13 million), mainly due to the better price captured as a result of hedging carried out in line with Group policy, partly offset by the lower irradiation experienced in the period and shut-downs due to the repowering of panels. Output amounted to 41 GWh in the first quarter of 2024 compared to 46 GWh in the first quarter of 2023.

ABROAD

• • Wind (EUR -15 million): EBITDA of EUR 67 million, down compared to the first quarter of 2023 (EUR 81 million) mainly due to the lower prices captured, only partly offset by the higher wind speeds recorded compared to the comparative quarter and the scope effect linked to the newly acquired wind farms in France (16 GWh). Within the broader context of lower market prices, the price effect was particularly significant in Germany where products are sold under one-way CfD contracts. Output amounted to 972 GWh in the first quarter of 2024 compared to 944 GWh in the same period of 2023.
• • Solar (EUR -2 million): EBITDA of EUR 2 million, down compared to the first quarter of 2023 (EUR 5 million) due to lower market prices and a Q1 2023 that had benefited from particularly high hedging prices in Spain. Output amounted to 100 GWh in the first quarter of 2024 compared to 52 GWh in the same period of 2023, mainly due to the scope effect related to the new photovoltaic systems acquired in France at the beginning of 2024 and in Spain in the second half of 2023, partly offset by lower irradiation.

Overall, the scope effect related to new operating capacity amounted to EUR 6 million thanks to the full contribution of the new repowering and greenfield plants developed internally and put into operation, as well as the acquisitions made in 2023 and early 2024.

It should be noted that the total gross operating profit (EBITDA) is impacted by the electricity price hedging policies implemented in line with the Group's risk policies.

Adjusted EBIT amounted to EUR 105 million (EUR 106 million in the first quarter of 2023). Depreciation and amortisation amounted to EUR 59 million, in line with the first quarter of 2023 (EUR 58 million) and reflected the full contribution of

the new assets acquired during the period and developed internally (EUR 4 million), partly offset by the extension of the useful life of foreign wind power assets (EUR -3 million) as a result of the "Lifetime extension" programmes, which started in the second quarter of 2023.

The Adjusted profit attributable to owners of the parent was EUR 78 million, in line with the first quarter of 2023 (EUR 78 million4 ), and reflects, in addition to what has already been commented on, lower financial expenses of EUR 3 million due to the better remuneration of Group liquidity resulting from the trend in interest rates and higher taxes of EUR 3 million, up as a result of the ACE5 (Aid for Economic Growth) tax benefit ceasing to apply in Italy from 2024.

The Reported profit attributable to owners of the parent totalled EUR 77 million, including the net tax impacts of special items, in line with the EUR 76 million in the first quarter of 20236 .

In the first quarter of 2024, capital expenditure amounted to EUR 154 million (EUR 66 million in the first quarter of 2023) and refers mainly to investments in property, plant and equipment and intangible assets related to the acquisition of wind farms and photovoltaic systems in France (73 MW), Repowering on Italian farms for approximately 177 MW of new wind capacity, the construction of Greenfield farms in Italy (47 MW) France (59 MW) and the UK (47 MW) and the start of operations of the first Recharge project (13 MW).

The net financial indebtedness before IFRS 16 totalled EUR 1,500 million, up (EUR +55 million) compared to 31 December 2023 (EUR 1,445 million). The change reflects the effect of the recent acquisition of a wind and solar portfolio in France (EUR 84 million7), the completion of the treasury share buy-back programme for EUR 37 million, and capital expenditure in the quarter (EUR 69 million) linked to the development of repowering projects in Italy and the development of wind farms in France and the UK, partly offset by the positive cash flow in the quarter (EUR 138 million8 ).

Net financial indebtedness after IFRS 16 includes the liabilities (pursuant to IFRS 16) relating to the discounting of future lease payments equal to EUR 179 million at 31 March 2024 (EUR 172 million at 31 December 2023).

⁴ The comparative figure for the first quarter of 2023 refers to the net profit of continuing operations attributable to owners of the parent, therefore not including the contribution of the thermoelectric business, sold on 17 October 2023.

⁵ Aid to Economic Growth (ACE), repealed by Article 5 of Italian Legislative Decree no. 216 of 30 December 2023.

⁶ It should be noted that the Reported profit attributable to owners of the parent for the first quarter of 2023 included the contribution of the thermoelectric business, sold on 17 October 2023.

⁷ The acquisition was finalised in January 2024.

⁸ It includes the adjusted EBITDA and the change in working capital.

ADDITIONAL INFORMATION

REMUNERATION OF DIRECTORS HOLDING OFFICES

The Board of Directors – following the proposal of the Nominations and Remuneration Committee and subject to the favourable opinion of the same pursuant to the Procedure for transactions with Related Parties, in relation to transactions of lesser significance, and having heard the favourable opinion of the Board of Statutory Auditors – determined, in accordance with the Company's current Remuneration Policy, the remuneration of the Chairman, the Executive Deputy Chairman, the Deputy Chairman and the Chief Executive Officer for the 2024-2026 financial years as well as, again at the proposal of the Nominations and Remuneration Committee and subject to the favourable opinion of the Board of Statutory Auditors, the remuneration of those members of the Strategic Committee who are not employees of the Group and do not hold positions on the Board of Directors, for the 2024-2026 financial years.

2024-2026 LONG-TERM INCENTIVE PLAN

The Board of Directors – following the proposal of the Nominations and Remuneration Committee and subject to the favourable opinion of the same pursuant to the Procedure for transactions with Related Parties, in relation to transactions of lesser significance, and having heard the favourable opinion of the Board of Statutory Auditors – has defined the conditions required for the implementation of the 2024-2026 Long-Term Incentive Plan, as approved by the previous Board of Directors on 12 March 2024, again following the proposal of the Nominations and Remuneration Committee and with the approval of the Board of Statutory Auditors, and by the Shareholders' Meeting on 23 April 2024 pursuant to Article 114-bis of the Italian Consolidated Finance Act. In this regard, reference is made to the information document prepared pursuant to Article 114-bis of the Italian Consolidated Finance Act and the Report on Remuneration Policy and Compensation Paid, prepared pursuant to Article 123-ter of the Italian Consolidated Finance Act, available on the Company's website (www.erg.eu). The Company will provide the market with information concerning the 2024-2026 Long-Term Incentive Plan when making the disclosures set forth by Article 84-bis, paragraph 5 of the Issuers' Regulation.

BASIS FOR PREPARATION

Quarterly report

This press release on the consolidated results of the ERG Group relating to the first quarter of 2024 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 quarter of 2024 are the same as those adopted in preparing the 2023 Annual Financial Report to which reference is made.

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

Operating segments

Operating results are presented and commented on with reference to the various geographical segments in which ERG operates, in line with the Group's internal performance measurement methods. It should be noted that the results, shown by geographical segment, 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 segment 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. 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". The results that include significant 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.

IFRS 16

Starting from this press release, the Group, in line with industry practice, also includes the effects of IFRS 16 in its adjusted economic results. The comparative data were restated in line with the new approach.

Net indebtedness is indicated in the dual measure "before IFRS 16", excluding the liabilities linked to the application of IFRS 16, and "after IFRS 16", including the aforementioned liabilities.

Consolidation of the acquisition of the wind and solar portfolio in France

With regard to the recent acquisition of wind plants and photovoltaic systems in France, which took place during the first quarter of 2024, on the date of this press release a Purchase Price Allocation exercise was carried out on the basis of 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 press release, 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 Interim Financial Report at 30 June 2024. 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.

This quarterly report reflects the impact of the line-by-line consolidation of the wind and solar portfolio (totalling 73.2 MW) as of 1 January 2024.

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 could differ from those presented due to a number of factors, including: future price trends, the operating performances of plants, wind and irradiance conditions, the impact of energy industry and environmental regulations, and other changes in business conditions and competitors' actions.

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 15 May 2024, 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:

Emanuela Delucchi Chief ESG, IR & Communication Officer – tel. + 39 010 2401806 – e-mail: edelucchi@erg.eu

Anna Cavallarin Head of Media Relations – tel. + 39 010 2401804 mobile + 39 339 3985139 – e-mail: acavallarin@erg.eu

Matteo Bagnara IR – tel. + 39 010 2401423 – e-mail: ir@erg.eu

www.erg.eu - @ergnow

PERFORMANCE BY COUNTRY

Year			1st quarter
2023(1)	(EUR million)	2024	2023(1)	∆
	RICAVI ADJUSTED
374	Italy	119	105	15
367	Abroad	98	109	(11)
124	France	33	37	(4)
89	Germany	18	31	(13)
54	UK & Nordics	20	11	9
27	Spain	4	5	(1)
73	East Europe	22	24	(2)
35	Corporate	9	8	1
(35)	Intra-country revenue	(9)	(8)	(1)
741	Total adjusted revenue	218	213	4
	ADJUSTED EBITDA
299	Italy	101	83	18
256	Abroad	69	86	(17)
81	France	22	27	(5)
68	Germany	13	28	(15)
38	UK & Nordics	15	8	7
20	Spain	2	4	(2)
49	East Europe	18	19	(1)
(21)	Corporate	(5)	(5)	0
534	Adjusted EBITDA	165	164	1
	ADJUSTED AMORTISATION, DEPRECIATION AND IMPAIRMENT LOSSES
(121)	Italy	(31)	(30)	(0)
(97)	Abroad	(28)	(27)	(1)
(40)	France	(11)	(12)	0
(20)	Germany	(5)	(7)	2
(13)	UK & Nordics	(4)	(3)	(2)
(6)	Spain	(3)	(1)	(2)
(18)	East Europe	(5)	(4)	(0)
(4)	Corporate	(1)	(1)	(0)
(223)	Adjusted amortisation, depreciation and impairment losses	(59)	(58)	(1)

(1) As indicated in the introduction, starting from this press release, the adjusted economic results include the accounting impacts of IFRS 16. Therefore, the comparative results of 2023 have been restated in line with the new approach defined by the Group.

Year			1st quarter
2023(1)	(EUR million)	2024	2023(1)	∆
	RISULTATO OPERATIVO NETTO ADJUSTED
177	Italy	70	52	18
159	Abroad	41	59	(18)
41	France	11	15	(5)
48	Germany	8	21	(13)
25	UK & Nordics	10	5	5
15	Spain	(1)	3	(4)
31	East Europe	13	14	(1)
(25)	Corporate	(6)	(6)	0
312	Adjusted EBIT	105	106	(0)
	CAPITAL EXPENDITURE (2)
219	Italy	58	39	19
265	Abroad	95	26	69
25	France	93	11	82
3	Germany	0	0	0
45	UK & Nordics	1	16	(14)
190	Spain	0	0	0
2	East Europe	0	0	0
4	Corporate	0	0	(0)
489	Total capital expenditure	154	66	87

(1) As indicated in the introduction, starting from this press release, the adjusted economic results include the accounting impacts of IFRS 16. Therefore, the comparative results of 2023 have been restated in line with the new approach defined by the Group.

(2) They include investments in property, plant and equipment and intangible assets and M&A investments (EUR 84 million in the first quarter of 2024). It should be noted that the figures do not include the increase in Right of Use assets.

REFERENCE MARKET

PRICE SCENARIO

Year		1st quarter
2023		2024	2023
	Base load price scenario (EUR/MWh)
	Italy
127	Single National Price (1)	92	157
0	Feed-In Premium (FIP) (former Green Certificates) – Italy	42	0
41	TTF	27	55
83	CO2	60	87
	Abroad
97	France	63	130
95	Germany	67	115
144	Poland	94	176
112	of which Electricity	82	130
32	of which Certificates of Origin	12	47
104	Bulgaria	74	129
133	Romania	103	158
104	of which Electricity	74	129
29	of which Green Certificate	29	29
122	Northern Ireland	91	155
108	Great Britain	75	144
87	Spain	45	96
65	Sweden SE4	60	89

(1) Single National 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 of each wind farm is influenced by the wind speed profile of the site on which the farm is located, by the sale price of electricity, which can vary in relation to the geographical areas where the plants are located, by the incentive systems for renewable energy sources and by the regulations of organised energy markets.

ERG is active in the generation of electricity in Italy, with an installed capacity of 1,368 MW in wind and 175 MW in solar.

Year			1st quarter
2023		2024	2023	∆
	Operating results
1,496	Installed capacity (MW) (1)	1,543	1,440	103
1,321	Wind	1,368	1,265	103
175	Solar	175	175	0
2,784	Output (GWh)	875	784	91
2,528	Wind	834	738	96
256	Solar	41	46	(4)
	Load Factor % (2)
24%	Wind	28%	27%	1%
17%	Solar	11%	12%	-1%
131	Net unit revenue (EUR/MWh)	133	128	4
109	Wind	120	116	4
342	Solar	394	327	67

(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 first quarter of 2024, electricity output in Italy amounted to 875 GWh, of which 834 GWh from wind sources and 41 GWh from photovoltaic systems, an increase compared to the same period in 2023 (784 GWh of which 738 from wind sources and 46 GWh from solar sources), due to the greater wind speeds recorded and the contribution from repowered and greenfield plants commissioned between the second half of 2023 and the beginning of 2024.

Year	(EUR million)	1st quarter
2023		2024	2023	∆
	Economic results
374	Adjusted revenue	119	105	15
285	Wind	103	89	14
89	Solar	17	16	1
299	Adjusted EBITDA	101	83	18
220	Wind	86	70	16
79	Solar	15	13	2
(121)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(31)	(30)	(0)
(75)	Wind	(19)	(18)	(1)
(47)	Solar	(11)	(12)	1
177	Adjusted EBIT	70	52	18
145	Wind	67	52	15
33	Solar	3	0	3
219	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	58	39	19
201	Wind	49	38	11
18	Solar	2	1	1
-	Storage	7	-	7
80%	EBITDA MARGIN % (1)	84%	79%	5%
77%	Wind	84%	79%	5%
89%	Solar	87%	82%	5%

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

Revenue recorded in the first quarter of 2024 were up mainly due to the value of the GRIN incentive (42 EUR/MWh), the higher wind speeds recorded and the aforementioned scope effect, which more than offset the lower solar production and lower market prices.

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 120 EUR/MWh (116 EUR/MWh in the first quarter of 2023).

Net revenue per unit from photovoltaic systems amounted to 394 EUR/MWh (327 EUR/MWh in the first quarter of 2023), up due to hedging set at higher prices than in the same period of 2023 and higher feed-in tariff revenue due to "incentive allocation".

Adjusted EBITDA in Italy for the first quarter of 2024 amounted to EUR 101 million, up compared with the first quarter of 2023 (EUR 83 million), for the same reasons relating to revenue.

Capital expenditure

Capital expenditure in the first quarter of 2024 (EUR 58 million) mainly refers to the completion of construction of the Roccapalumba plant (47 MW) and to the repowering activities (177 MW) on the Mineo-Militello-Vizzini and Salemi–Castelvetrano 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. In addition, activities relating to the Recharge Project (13 MW) were launched.

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 (1,450 MW operational), mainly in France (546 MW, increased at the beginning of 2024 with the acquisition of a new 24 MW wind farm), Germany (327 MW), Poland (142 MW), UK & Nordics (311 MW), Romania (70 MW), Bulgaria (54 MW). In addition, ERG operates in France and Spain in the generation of electricity from solar sources with 364 MW of installed capacity, of which 99 MW in France and 266 MW in Spain, both increased between the end of 2023 and the beginning of 2024 with the commissioning of two photovoltaic systems in Spain (174 MW) and two newly acquired photovoltaic systems in France (20 MW).

France

Year			1st quarter
2023		2024	2023	∆
	Operating results
600	Installed capacity (MW) (1)	645	600	44
522	Wind	546	522	24
79	Solar	99	79	20
1,315	Output (GWh)	391	396	(5)
1,219	Wind	371	379	(8)
96	Solar	20	17	3
	Load factor % (2)
27%	Wind	31%	34%	-2%
14%	Solar	9%	10%	-1%
93	Net unit revenue (EUR/MWh)	84	93	(10)
93	Wind	83	93	(10)
96	Solar	91	94	(3)

(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 first quarter of 2024, electricity output in France amounted to 391 GWh, of which 371 GWh from wind power and 20 GWh from photovoltaic systems, down slightly compared to the same period in 2023 (396 GWh) mainly due to the lower wind levels recorded compared to the particularly high wind levels seen in 2023, partly offset by the scope effect (+21 GWh) resulting from the acquisition of a new wind farm and two new photovoltaic systems.

Year		1st quarter
2023	(EUR million)	2024	2023	∆
	Economic results
124	Adjusted revenue	33	37	(4)
115	Wind	31	35	(4)
9	Solar	2	2	0
81	Adjusted EBITDA	22	27	(5)
75	Wind	22	26	(5)
6	Solar	0	1	(0)
(40)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(11)	(12)	0
(35)	Wind	(10)	(11)	1
(4)	Solar	(1)	(1)	(0)
41	Adjusted EBIT	11	15	(5)
40	Wind	11	16	(4)
2	Solar	(1)	(0)	(0)
25	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	93	11	82
25	Wind	57	11	46
0	Solar	36	0	36
65%	EBITDA Margin % (1)	67%	73%	-7%
66%	Wind	69%	75%	-6%
64%	Solar	24%	43%	-18%

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

Revenue recorded in the first quarter of 2024 amounted to EUR 33 million, down compared to the same period of 2023 (EUR 37 million) due to the lower volumes recorded and lower prices captured, partly offset by the output resulting from the above-mentioned change in scope.

Net unit revenue from wind power in France, equal to 84 EUR/MWh, was down compared to the same period of 2023 (93 EUR/MWh) due to the contraction in market prices, which had only a limited impact as most of the wind farms benefit from the two-way incentive mechanism, while the unit net revenue of the photovoltaic systems totalled 91 EUR/MWh.

The adjusted EBITDA in France in the first quarter of 2024 amounted to EUR 22 million, down compared to the first quarter of 2023 (EUR 27 million), for the same reasons linked to revenue.

Capital expenditure

Capital expenditure in France in the first quarter of 2024 (EUR 93 million) mainly relates to the acquisition in January 2024 of 73 MW of wind plants and photovoltaic systems (EUR 84 million), of which 44 MW already started and 29 MW at an advanced stage of construction, as well as the development and construction of new wind farms (59 MW) scheduled to come into operation between the end of 2024 and early 2025.

Germany – Wind

Year		1st quarter
2023		2024	2023	∆
	Operating results
327	Installed capacity (MW) (1)	327	327	-
629	Output (GWh)	202	203	(1)
22%	Load Factor % (2)	28%	29%	0%
140	Net unit revenue (EUR/MWh)	89	152	(63)

(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 first quarter of 2024, electricity output in Germany totalled 202 GWh, in line with the same period of 2023 (203 GWh).

Year		1st quarter
2023	(EUR million)	2024	2023	∆
	Economic results
89	Adjusted revenue	18	31	(13)
68	Adjusted EBITDA	13	28	(15)
(20)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(5)	(7)	2
48	Adjusted EBIT	8	21	(13)
3	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	0	0	0
76%	EBITDA Margin % (1)	70%	89%	-18%

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

Revenue recorded in the first quarter of 2024 amounted to EUR 18 million, down significantly from the same period in 2023 (EUR 31 million), which had benefited from particularly high hedging prices.

Net unit revenue from wind power Germany, equal to 89 EUR/MWh, was therefore down compared to the first quarter of 2023 (152 EUR/MWh).

The adjusted EBITDA in Germany in the first quarter of 2024 amounted to EUR 13 million, down compared to the first quarter of 2023 (EUR 28 million), for the same reasons linked to revenue.

Depreciation and amortisation for the period (EUR 5 million) decreased compared to the first quarter of 2023 (EUR 7 million) due to the impact of the extension of the useful life of wind assets as a result of the Lifetime Extension programmes, which started from the second quarter of 2023.

UK & Nordics - Wind

Year		1st quarter
2023		2024	2023	∆
	Operating results
311	Installed capacity (MW) (1)	311	311	-
455	Output (GWh)	166	132	34
18%	Load Factor % (2)	24%	25%	0%
111	Net unit revenue (EUR/MWh)	79	83	(4)

(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 first quarter of 2024, electricity output in the UK and Sweden amounted to 166 GWh, up from the same period in 2023 (132 GWh), mainly due to the increased wind levels during the period and the full contribution of assets that were in the commissioning or ramp-up phase of production at the beginning of 2023.

Year		1st quarter
2023	(EUR million)	2024	2023	∆
	Economic results
54	Adjusted revenue	20	11	9
38	Adjusted EBITDA	15	8	7
(13)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(4)	(3)	(2)
25	Adjusted EBIT	10	5	5
45	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	1	16	(14)
71%	EBITDA Margin % (1)	71%	68%	4%

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

Revenue recorded in the first quarter of 2024 amounted to EUR 20 million, up compared to the same period of 2023 (EUR 11 million) mainly due to the increased output recorded. Net unit revenue amounted to 79 EUR/MWh, substantially in line with the first quarter of 2023 (82 EUR/MWh) thanks to the sale through PPA contracts in the UK.

Adjusted EBITDA in the UK & Nordics region in the first quarter of 2024 was EUR 15 million, up from the same period in 2023 (EUR 8 million), for the same revenue-related reasons.

Depreciation and amortisation for the period (EUR 4 million) increased compared to the first quarter of 2023 (EUR 3 million) due to the full contribution of the wind farms in the UK & Nordics that became operational during 2023.

Capital expenditure

Capital expenditure in the UK & Nordics segment in the first quarter of 2024 relates to the construction of a new 47 MW wind farm in Northern Ireland.

Spain – Solar

Year	1st quarter
2023		2024	2023	∆
	Operating results
266	Installed capacity (MW) (1)	266	92	174
213	Output (GWh)	80	35	45
21%	Load Factor% (2)	14%	18%	-4%
123	Net unit revenue (EUR/MWh)	51	143	(92)

(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 first quarter of 2024, electricity output in Spain amounted to 80 GWh, an increase compared to the output recorded in the same period of 2023, mainly due to the scope effect (+48 GWh), partially offset by the lower irradiation in the period.

PROFIT FOR THE PERIOD 17

Year		1st quarter
2023	(EUR million)	2024	2023	∆
	Economic results
27	Adjusted revenue	4	5	(1)
20	Adjusted EBITDA	2	4	(2)
(6)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(3)	(1)	(2)
15	Adjusted EBIT	(1)	3	(4)
190	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	0	0	0
74%	EBITDA Margin % (1)	44%	78%	-34%

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

Revenue recorded in the first quarter of 2024 amounted to EUR 4 million, down year-on-year (EUR 5 million) due to lower market prices compared to 2023, which had benefited from high hedging prices. As a result, net unit revenue amounted to 51 EUR/MWh, down compared to the previous year (143 EUR/MWh).

The adjusted EBITDA in Spain in the first quarter of 2024 amounted to EUR 2 million, down compared to the first quarter of 2023 (EUR 4 million).

Depreciation and amortisation for the period (EUR 3 million) increased compared to the first quarter of 2023 (EUR 1 million) due to the contribution of the photovoltaic systems acquired during 2023 (174 MW) and entered into operation during the second half of 2023.

East Europe (Poland, Romania and Bulgaria) – Wind

Year	1st quarter
2023		2024	2023	∆
	Operating results
266	Installed capacity (MW) (1)	266	266	-
742	Output (GWh)	233	230	3
32%	Load Factor % (2)	40%	40%	0%
91	Net unit revenue (EUR/MWh)	88	99	(10)

(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 first quarter of 2024, electricity output in East Europe amounted to 233 GWh, a slight increase compared to the same period in 2023 (230 GWh) due to improved wind conditions.

Year	1st quarter
2023	(EUR million)	2024	2023	∆
	Economic results
73	Adjusted revenue	22	24	(2)
49	Adjusted EBITDA	18	19	(1)
(18)	Amortisation, depreciation and impairment losses	(5)	(4)	(0)
31	Adjusted EBIT	13	14	(1)
2	Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	0	0	0
67%	Ebitda Margin % (1)	81%	77%	4%

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

Revenue of EUR 22 million recorded in the first quarter of 2024 was down slightly compared to the same period of 2023, mainly due to the reduction in energy sale prices.

Average net unit revenue in East Europe amounted to 88 EUR/MWh, down from the first quarter of 2023 (99 EUR/ MWh).

It should be noted that the measures introduced by the Romanian government to combat high energy prices (windfall tax) require the Group's plants to sell through PPAs at 450 lei/MWh (approximately 90 EUR/MWh) also in the first quarter of 2024.

Adjusted EBITDA in East Europe for the first quarter of 2024 amounted to EUR 18 million, a decrease compared to the first quarter of 2023 (EUR 19 million), for the same reasons linked to revenue.

SIGNIFICANT EVENTS DURING THE QUARTER

Date	Geographical segment	Sector	Significant event
17 January 2024	Italy	Corporate	ERG is confirmed among the Corporate Knights "Global 100". ERG ranked first among Italian companies, 28th in the 2024 ranking, a significant improvement compared to the 54th position in 2023.
24 January 2024	Italy	Corporate	TIM and ERG: kick-off for the "Missione Ambiente – Generazioni a scuola di Sostenibilità" (Mission Environment – Generations at Sustainability School) project, aimed at promoting the spread of a sustainability culture. The project will involve ten Italian cities and includes in-depth courses on sustainability, environmental protection and ecological transition for secondary schools.
29 January 2024	France	Wind Solar	Completion of the acquisition of a 73.2-MW wind and solar portfolio in France. The acquisition portfolio consists of two photovoltaic systems in operation (20.4 MW), one in an advanced state of construction (28.8 MW) and a wind farm in the commissioning phase (24 MW).
1 February 2024	Italy	Wind	ERG and Google sign a 20-year agreement for the supply of 2 TWh of renewable energy. The pay as-produced agreement provides for the supply of renewable energy and guarantees of origin produced by the Roccapalumba wind farm, in the province of Palermo.
6 February 2024	Italy	Corporate	ERG is confirmed as being on the Carbon Disclosure Project's "A list" for the second year.
19 February 2024	Italy	Corporate	Conclusion of the share buy-back programme, launched in the fourth quarter of 2023.

23 February 2024	Italy	Wind	ERG continues to grow in Italy with the completion of the construction and start-up of the greenfield plant at Roccapalumba in Sicily (47 MW).
29 February 2024	Italy	Corporate	The Board of Directors of ERG S.p.A. approved the Policy for Gender Equality, strengthening its commitment to Diversity & Inclusion.
1 March 2024	Italy	Solar	"Social Purpose for Solar Revamping", the project conceived by ERG to guarantee a second life to photovoltaic panels resulting from the revamping activities of its solar systems, was presented today at Key Energy 2024.
13 March 2024	Italy	Corporate	The Board of Directors of ERG S.p.A. has approved the Draft Financial Statements for 2023, the Report on Corporate Governance and ownership, and the consolidated non-financial statement.

SIGNIFICANT EVENTS AFTER THE QUARTER

Date	Geographical segment	Sector	Significant event
9 April 2024	Italy	Corporate	Fitch Ratings agency ("Fitch") confirmed for ERG S.p.A. a Long Term Issuer Default Rating (IDR) of BBB- with stable outlook and a senior unsecured rating of BBB-.
23 April 2024	Italy	Corporate	The Ordinary Shareholders' Meeting of ERG S.p.A. has approved the Separate Financial Statements as at 31 December 2023, resolved the payment of EUR 1 per share, appointed the new Board of Directors, confirmed Edoardo Garrone as the Chairman and approved the long-term incentive plan (2024-2026 LTI System).
24 April 2024	Italy	Wind	ERG finalises the third Repowering project with the start up of the 101-MW wind farm at Mineo-Militello-Vizzini in Sicily.
24 April 2024	United States	WInd Solar	ERG officially enters the US renewables market thanks to the launch of a strategic partnership with APEX Clean Energy (see press release above of 21 December 2023).

SHARE BUY-BACK PROGRAMME

On 12 October 2023, the Board of Directors of ERG S.p.A. resolved to start the share buy-back programme, in compliance with the resolution passed by the Shareholders' Meeting on 26 April 2023.

The share buy-back programme was completed on 12 February 2024; since the start of the programme, 3,758,000 ordinary shares (maximum number of shares that can be purchased) have been repurchased at a weighted average price of EUR 26.0 per share. Considering the shares already in its portfolio prior to the start of the programme, ERG S.p.A. holds 4,540,080 treasury shares, equal to 3.0203% of the related share capital.

Information on the purchase of treasury shares was updated weekly on the Company's website (www.erg.eu) in the "Media/Press Releases" section.

Below is the company's shareholding structure at the reporting date of 31 March 2024:

BUSINESS OUTLOOK

The context in which the Group operates is characterised by extreme volatility and uncertainty. Prices for commodities and electricity appear to be lower in early 2024 than in 2023.

In addition, there are demands for a medium-term review of the European electricity market, with more room for longterm energy contracts.

It should be noted that ERG, in line with the best practices in the industry 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. These hedges, when 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 expected outlook for the main operating and performance indicators in 2024 compared to 2023 is as follows. It should be noted that starting from 2024 the impact on EBITDA of the application of IFRS 16 is no longer separately reported as a special item.

Italy

Wind EBITDA is expected to increase as a result of the GRIN incentive, which stands at 42 EUR/MWh in 2024 compared to zero in 2023, the full contribution from the two Repowering wind farms that became operational in 2023 for a total of 56 MW of new additional capacity (92 MW gross of the decommissioning of old plants), an internally built wind farm that became operational in early 2024 (47 MW) and two additional Repowering wind farms scheduled to become operational in the final months of the year for a total of 101 MW (177 MW gross of the decommissioning of old plants). These results are partly offset by lower expected market prices and lower expected volumes compared to the high wind speeds recorded in 2023.

Solar EBITDA is expected to increase compared to 2023 mainly due to higher captured prices from forward hedging in 2023 and higher volumes from plant revamping and repowering activities.

Wind & Solar Italy EBITDA for 2024 is expected to increase compared to 2023.

Abroad

Wind EBITDA is expected to decrease compared to 2023, mainly due to lower sales prices compared to those captured in 2023. This lower result is partly offset by the contribution, starting in the second half of the year, from the acquisition in the US (224 MW) and the one in France in January 2024 (24 MW), as well as the entry into operation in the final months of the year of two newly built wind farms in France (41 MW).

Solar EBITDA is expected to increase compared to 2023 mainly as a result of the contribution, starting from the second half of the year, from the system acquired in the US (92 MW), from the two systems acquired in Spain and gradually entered into operation in the second half of 2023 (25 MW and 149 MW), and the contribution from the recent acquisition in France (49 MW).

Wind & Solar abroad EBITDA is therefore expected to decrease compared to 2023.

2024 Guidance

For the year 2024, at Group level, EBITDA is estimated in the range between EUR 520 million and EUR 580 million, up from the 2023 result (EUR 534 million, including the application of IFRS 16).

BUSINESS OUTLOOK 23

Capital expenditure is in the range of EUR 550 million to EUR 600 million (EUR 489 million in 2023) and includes the recent acquisitions in the US and France, the construction of the farms scheduled to become operational between 2024 and 2025, and the completion of those that came on stream during 2023.

Net financial indebtedness at the end of 2024 is expected to be in the range between EUR 1,750 million and EUR 1,850 million⁹ (EUR 1,445 million at the end of 2023), including the distribution of the ordinary dividend of EUR 1 per share.

⁹ The net financial indebtedness shown is "before IFRS 16". It does not therefore include IFRS 16 liabilities.

BUSINESS DESCRIPTION

The ERG Group is a leading independent operator of clean energy from renewable sources, operating in nine countries at European level and, from 24 April 2024, in the United States.

The leading wind power operator in Italy and among the top ten in Europe in the onshore wind sector, the Group is also active in the generation of energy from solar sources, being among the top five in Italy and with a gradually increasing presence in France and Spain.

A major player in the oil market until 2008, ERG radically changed its business portfolio in anticipation of long-term energy scenarios, successfully transforming towards a sustainable development model. Today the company is a leading European player in the renewable energy sector.

In 2021, the Group embarked on an important Asset Rotation10 process aimed at completing its transformation towards a pure "Wind&Solar" business model, which materialised at the end of 2023 with the divestment of the thermoelectric business, pursuing the strategic objective of the 2022-2026 Business Plan to focus on the core business of electricity generation entirely from renewable sources.

As a result of the completion of these important transactions, the Group, whose industrial strategy integrates the ESG (Environmental, Social and Governance) plan, in line with the United Nations Sustainable Development Goals (SDGs), has become a 100% Renewable operator, a key player in the decarbonisation process underway globally, as well as in the realisation of a fair and inclusive energy transition.

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 output 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 wind and solar farms, which involves insourcing the maintenance of the Italian wind farms and some of the plants in France and Germany

The ERG Group, with generation facilities of 3,358 MW of

installed renewable capacity (2,818 MW wind, 540 MW solar), operates directly or through its subsidiaries, in the following Geographical Segments:

Italy

In Italy, ERG has a total installed capacity of 1,543 MW 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 1,368 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 1,815 MW.

In wind power, ERG is one of the leading operators in Europe with a significant and growing presence (1,450 MW operational), particularly in France (546 MW), Germany (327 MW), the UK (249 MW), Poland (142 MW), Romania (70 MW), Bulgaria (54 MW) and Sweden (62 MW).

In addition, ERG operates in France and Spain in the generation of electricity from solar sources with 365 MW of installed capacity, of which 99 MW in France and 266 MW in Spain.

ERG enters the US renewable energy market

On 24 April 2024, the Group completed the closing of a major agreement with Apex Clean Energy Holdings LLC (Apex), a leading independent US clean energy developer, to create a strategic partnership with the mission of managing a portfolio of wind and solar power plants already in operation and potentially develop it.

This transaction represents the Group's first step into the overseas market and envisages the creation of a US holding company into which a wind farm and a solar system, both in operation, will be transferred, for a total of 317 MW of installed capacity and production estimated at approximately 1 TWh, as well as a cooperation agreement relating to approximately 1 GW of new onshore solar and wind projects under development in the United States.

The holding company is 75% owned by ERG and 25% by Apex, which continues with the operational management

¹⁰ It should be noted that on 3 January 2022 ERG completed the sale of the hydroelectric assets to Enel Produzione, while on 17 January 2023 the sale of the thermoelectric business was completed.

of the assets. The portfolio consists of a 224.4-MW onshore wind farm located in Iowa that entered into operation in the first half of 2023, with an estimated annual output of over 800 GWh, and a 92.4-MW photovoltaic farm located in Illinois that entered into operation in the second half of 2022, with an estimated annual output of over 150 GWh, equal to a total of 387 kt of CO2 avoided. Both plants are part of the Midcontinent Independent System Operator (MISO), the largest US electricity market in terms of geographical area and second largest in terms of installed capacity. The two plants benefit from Tax Equity agreements with financial counterparties and will be debt-free at closing. Revenue is secured by long-term sales contracts (PPAs) signed with leading corporate counterparties. The consideration for the acquisition of the majority stake of 75% was equal to USD 270 million.

CORPORATE BODIES

BOARD OF DIRECTORS 11

Chairman EDOARDO GARRONE (executive)

Deputy Chairman ALESSANDRO GARRONE (executive)¹² GIOVANNI MONDINI (non-executive)

Chief Executive Officer PAOLO LUIGI MERLI

Directors LUCA BETTONTE (non-executive) ELISABETTA CALDERA (independent13) MARINA NATALE (independent13) FEDERICA LOLLI (independent13) ELISABETTA OLIVERI (independent13) DANIELA TOSCANI (independent13) BARBARA POGGIALI (non-executive) RENATO PIZZOLLA (non-executive)

BOARD OF STATUTORY AUDITORS 14

Chairwoman MONICA MANNINO15

Standing Auditors GIULIA DE MARTINO FABRIZIO CAVALLI

MANAGER IN CHARGE OF FINANCIAL RE-PORTING (ITALIAN LAW NO. 262/05) MICHELE PEDEMONTE ¹⁶

INDEPENDENT AUDITORS

KPMG S.P.A.17

¹¹ Board of Directors appointed on 23 April 2024.

¹² Director in charge of the Internal Control and Risk Management System.

¹³ With reference to the provisions of Article 148, third paragraph, of the Italian Consolidated Finance Act, and the provisions of the current Corporate Governance Code promoted by Borsa Italiana S.p.A., also taking into account the "quantitative" and "qualitative" criteria defined in the Regulation for the operation of the Board of Directors, the Risk and Sustainability Committee and the Nominations and Remuneration Committee. 14 Board of Statutory Auditors appointed on 26 April 2022.

¹⁵ Appointed on 26 April 2023, in the office of Standing Auditor and Chairwoman of the Board of Statutory Auditors of ERG S.p.A. and expiring, together with the other members of the Board of Statutory Auditors, on the date of the Shareholders' Meeting called to approve the Financial Statements at 31 December 2024.

¹⁶ Appointed on 26 April 2021 at the same time as appointment to the office of Group CFO.

¹⁷ Appointed on 23 April 2018 for the period 2018 – 2026.

CHANGE IN BUSINESS SCOPE IN 2024

• Wind/Solar – France: Falcon

As already mentioned in the Management Report at 31 December 2023, on 28 December, ERG, through its subsidiary ERG Eolienne France SAS, has signed an agreement with QEnergy France SAS, a leading operator in the renewable energy sector in France, for the acquisition of 100% of CEPE Renouvellement Haut Cabardès SAS, a company that owns a 73.2-MW wind and solar portfolio in France. The portfolio of plants subject to the acquisition consists of two photovoltaic systems, which entered into operation between June and September 2022, for a total of 20.4 MWp of installed capacity, a 28.8 MWp solar project in an advanced phase of construction and a 24-MW wind farm in the final commissioning phase following total reconstruction to new (repowering). The total estimated output is about 125 GWh annually, equivalent to 64 kilotons of CO2 emissions avoided. The two solar systems in operation and the wind farm benefit from a tariff regime with a 20-year CfD, while the generation of the photovoltaic systems, which will enter into operation in the second quarter of 2024, is linked to a 15-year PPA with a leading corporate counterparty.

The value of the transaction in terms of enterprise value was approximately EUR 86 million, with an equity value of approximately EUR 17 million. The closing was completed in January 2024. It should be noted that the newly acquired French companies are consolidated starting from 1 January 2024.

During the quarter, the Roccapalumba wind farm in the province of Palermo, with a total capacity of 47 MW, which was developed and constructed in-house, also became operational. The farm's output will be enhanced through the Power Purchase Agreement (PPA) signed with Google.

FINANCIAL STATEMENTS AND OTHER INFORMATION

ADJUSTED INCOME STATEMENT

This section shows the adjusted operating results, shown with the exclusion of special items. Starting from this press release, the adjusted operating results include the accounting impacts of IFRS 16. The comparative results for 2023 are therefore restated in line with the new approach defined by the Group.

It should also be noted that the newly acquired French companies, owners of wind plants and photovoltaic systems for a total of 73.2 MW, were consolidated on a line-by-line basis starting from 1 January 2024.

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.

	1st quarter
(EUR million)		2024	2023	∆
Revenue	1	218	213	4
Other income	2	7	6	1
Total revenue		225	220	6
Purchases and change in inventories	3	(3)	(4)	1
Services and other operating costs	4	(43)	(39)	(4)
Personnel expense		(14)	(12)	(2)
EBITDA		165	164	1
Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets	5	(59)	(58)	(1)
EBIT		105	106	(0)
Net financial income (expense)	6	(2)	(5)	3
Net gains (losses) on equity investments		0	(0)	0
Profit before taxes		103	101	2
Income taxes	7	(25)	(22)	(3)
Net profit (loss) from continuing operations		78	78	(1)
Non-controlling interests		0	0	0
Profit (loss) from continuing operations attributable to owners of the parent		78	78	(0)
Net profit (loss) from discontinued operations	8	0	(6)	6
Profit attributable to owners of the parent		78	73	5

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), in addition to sales to the main operators of the sector on the "over the counter" (OTC) platform and Power Purchase Agreements (PPAs), longterm energy sale contracts at pre-established prices, currently active in the wind sector in Italy, France, the United Kingdom and Spain;

• incentives related to the output of wind farms and solar installations in operation.

Adjusted revenue for the first quarter of 2024 amounted to EUR 218 million, a slight increase compared to the first quarter of 2023 (EUR 213 million), mainly as a result of the higher wind speeds in the period and the contribution from the higher capacity in operation, partly offset by lower market prices, which were significantly lower than in the first quarter of 2023. The lower market scenario 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 financial agreements.

It should be noted that revenue in the first quarter of 2023 include the effects related to the regulatory interventions on the containment of energy price increases (clawback measure and windfall tax), which had led to refunds in the first quarter of 2023 amounting to EUR 7 million, while there is no impact in the first quarter of 2024 in view of the market scenario.

2 - Other income

This mainly includes insurance reimbursements, indemnities, expense recoveries and the partial release of risk provisions.

3 - Purchases and changes in inventories

The item includes costs for purchases 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.

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

The adjusted values in the first quarter of 2024 do not include the ancillary costs relating to non-recurring transactions equal to EUR 1 million.

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

Amortisation and depreciation relate to wind plants and photovoltaic systems, substantially in line with the first quarter of 2023 (EUR 58 million), and reflect the full contribution of new assets acquired during the period or developed internally (EUR 4 million), partly offset by the extension of the useful life of foreign wind power assets (EUR -3 million) as a result of Lifetime Extension programmes, which started from the second quarter of 2023.

6 - Net financial income (expense)

Net financial expense in the first quarter of 2024 amounted to EUR 2 million, down significantly compared to the first quarter of 2023 (EUR 5 million), as a result of the improved remuneration of Group liquidity resulting from rising interest rates.

The average cost of non-current liabilities in the first quarter of 2024 stood at 1.5% compared to 1.3% in the first quarter of 2023. The item includes also the effects of the derivatives hedging against the risk of fluctuations in interest rates.

7 - Income taxes

Income taxes amounted to EUR 25 million, up from EUR 22 million in the first quarter of 2023, mainly as a result of the ending of the ACE18 (Aid for Economic Growth) tax benefit in Italy from 2024.

The adjusted tax rate, obtained from the ratio between income taxes and pre-tax profit, was 25% (22% in first quarter of 2023).

8 - Net profit (loss) from discontinued operations

Net profit (loss) from discontinued operations for the first quarter of 2023 includes the result of ERG power S.r.l., owner of the CCGT plant, which was sold on 17 October 2023.

¹⁸ Aid to Economic Growth (ACE), repealed by Article 5 of Italian Legislative Decree no. 216 of 30 December 2023.

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.

RECLASSIFIED STATEMENT OF FINANCIAL POSITION

31/03/2023	(EUR million)		31/03/2024	31/12/2023
3,703	Non-current assets	1	4,157	4,023
73	Net operating working capital	2	57	56
(4)	Employee benefits		(4)	(4)
275	Other assets	3	297	241
(638)	Other liabilities	4	(616)	(560)
3,408	Net invested capital of continuing operations		3,890	3,757
199	Net invested capital of discontinued operations(1)		-	-
3,607	Net invested capital		3,890	3,757
2,177	Equity attributable to owners of the parent		2,202	2,133
9	Non-controlling interests	5	8	7
1,206	Net financial indebtedness before IFRS 16	6	1,500	1,445
157	Lease liabilities	6	179	172
1,363	Net financial indebtedness after IFRS 16	6	1,680	1,617
58	Net financial indebtedness of discontinued operations	6	-	-
3,607	Equity and financial indebtedness		3,890	3,757

(1) the equity contribution of the thermoelectric business at 31 March 2023 is reclassified to the item Net invested capital of discontinued operations, while the net financial indebtedness of the thermoelectric business is reclassified to the item "Net financial indebtedness of discontinued operations"

1 - Non-current assets

(EUR million)	Intangible assets	Property, plant and equipment	Financial assets	Total
Non-current assets at 31/12/2023	1,403	2,569	51	4,023
Capital expenditure	0	69	0	69
Change in consolidation scope	27	79	0	107
Other changes and divestments	1	9	0	10
Amortisation and depreciation	(17)	(43)	-	(60)
Right of Use assets	-	9	-	9
Non-current assets at 31/03/2024	1,414	2,692	51	4,157

The line Capital Expenditure refers to Repowering construction activities on Italian wind farms for approximately 177 MW of new wind power capacity and the construction of Greenfield wind farms in Italy (47 MW), France (59 MW), UK (47 MW) and the start of operations of the first Recharge project (13 MW).

The line Changes in the consolidation scope refers to the impact of the recent acquisition in France of a wind and solar portfolio for a total of 73.2 MW.

2 - Net operating working capital

This includes inventories of spare parts, receivables for the sale of electricity, and trade payables mainly related to the purchase of electricity, maintenance of wind power and photovoltaic plants, and other trade payables.

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 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-100% equity investment (78.5%) in Andromeda PV S.r.l., acquired in 2019, and the non-100% equity investment (59%) in two newly acquired solar companies in France19.

6 - Net financial indebtedness

It should be noted that for greater clarity, the net financial indebtedness is indicated in the dual measure "before IFRS 16", excluding the liabilities linked to the application of IFRS 16, and "after IFRS 16", indicating the aforementioned liabilities.

Lease liabilities at 31 March 2024 amounted to EUR 179 million (EUR 172 million at 31 December 2023). The increase in the quarter is due to the change in the scope of consolidation following the acquisition in France of a wind and solar portfolio in January.

31/03/2023	(EUR million)	31/03/2024	31/12/2023
1,862	Non-current financial indebtedness	2,140	1,999
(656)	Current financial indebtedness (cash and cash equivalents)	(639)	(554)
1,206	Net financial indebtedness before IFRS 16	1,500	1,445
157	Lease liabilities	179	172
1,363	Net financial indebtedness after IFRS 16	1,680	1,617
58	Total indebtedness of discontinued operations	0	0
1,421	Total net financial indebtedness	1,680	1,617

SUMMARY OF THE GROUP'S INDEBTEDNESS

¹⁹ The acquisition was finalised in January 2024.

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

31/03/2023	(EUR million)	31/03/2024	31/12/2023
229	Non-current loans and borrowings	419	329
1,595	Non-current financial liabilities	1,609	1,606
1,824	Total	2,027	1,935
106	Total Project Financing	158	98
(15)	Current portion of Project Financing	(27)	(17)
91	Non-current Project Financing	131	81
(53)	Non-current financial assets	(19)	(17)
1,862	Total non-current financial indebtedness before IFRS 16	2,140	1,999
150	Lease liabilities	173	166
2,012	Total non-current financial indebtedness after IFRS 16	2,313	2,165
2,012	TOTAL	2,313	2,165

NON-CURRENT FINANCIAL INDEBTEDNESS

Non-current loans and borrowings at 31 March 2024 totalled EUR 419 million and refer to four Sustainable bilateral linked loans, of which one subscribed in the first quarter of 2024 for a nominal amount of EUR 90 million. The payables shown above are recognised net of medium/long-term ancillary costs recognised using the amortised cost method (EUR 2 million).

Non-current financial liabilities, amounting to EUR 1,606 million, refer mainly to the liability deriving from placement of three bond loans amounting to a nominal 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. These liabilities are recognised net of medium/longterm accessory costs recognised for accounting purposes using the amortised cost method (EUR 7 million). The item also includes liabilities relating to deferred components of considerations for the purchase of assets and authorisations (EUR 13 million).

The liabilities for Project Financing of EUR 158 million at 31 March 2024 relate to:²⁰

• EUR 73 million in loans relating to the company Andromeda S.r.l., owner of two photovoltaic systems in Central Italy;
• EUR 18 million in loans issued for the construction of a wind farm in Germany;
• EUR 68 million in loans disbursed for the construction of wind farms and photovoltaic systems in France, as part of the recent acquisition in January 2024.

Non-current financial assets of EUR 19 million refer to the long-term portion of assets arising from the fair value measurement of interest rate hedging derivatives.

²⁰ These liabilities are recognised net of medium/long-term accessory costs recognised for accounting purposes using the amortised cost method

The breakdown of current net financial indebtedness is shown below:

CURRENT FINANCIAL INDEBTEDNESS (CASH AND CASH EQUIVALENTS)

31/03/2023	(EUR million)	31/03/2024	31/12/2023
148	Current bank loans and borrowings	0	132
32	Other current financial liabilities	16	37
180	Current financial liabilities	16	169
(558)	Cash and cash equivalents (1)	(475)	(459)
(252)	Securities and other current financial assets	(193)	(272)
(810)	Current financial assets	(668)	(731)
15	Current Project Financing	27	17
(41)	Cash and cash equivalents	(14)	(9)
(26)	Project Financing	13	8
(656)	Total current net financial indebtedness before IFRS 16	(639)	(554)
6	Lease liabilities	6	6
(649)	Total non-current financial indebtedness after IFRS 16	(633)	(548)
58	Total current financial indebtedness of discontinued operations	0	-
(592)	TOTAL	(633)	(548)

(1) The figure at 31 March 2023 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 positions related to short-term credit lines.

Other current financial liabilities include accrued interest expense on Bonds and Corporate Loans (EUR 16 million).

Securities and other short-term financial receivables include short-term cash investments in the amount of EUR 150 million, the short-term portion of assets arising from the fair-value measurement of interest-rate hedging derivatives in the amount of EUR 35 million, and deposits as collateral for futures derivatives transactions in the amount of approximately EUR 1 million.

Cash flows

The statement of cash flows is presented based on before IFRS 16 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:

	1st quarter
(EUR million)	2024	2023
Adjusted EBITDA	165	164
Change in net working capital	(26)	103
Cash flows from operations	138	267
Capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets	(69)	(66)
Asset acquisitions and business combinations	(84)	-
Capital expenditure on non-current financial assets	(0)	1
Other changes and divestments	(6)	-
Cash flows from investments/divestments	(160)	(65)
Financial income (expense)	(2)	(3)
Financial expense for closing loans	-	(4)
Net gains (losses) on equity investments	0	(0)
Cash flows from financing activities	(2)	(7)
Cash flows from tax management	(2)	(2)
Share buy-back programme	(37)	-
Other changes in equity	7	36
Cash flows from Equity	(30)	36
Cash Flow Thermo	-	40
Opening net financial indebtedness of "Continuing operations"	1,445	1,533
Net change	55	(268)
(+ Net financial position Thermo business)	-	(58)
Net financial indebtedness before IFRS 16	1,500	1,206
Lease liabilities	179	157
Net financial indebtedness after IFRS 16	1,680	1,363

Cash flows from operations in the first quarter of 2024 are positive in the amount of EUR 138 million, down compared to the corresponding period of 2023 (EUR 267 million), mainly due to the operating performance and the changes in working capital. It should be noted that the first quarter of 2023 benefited from the positive effect due to the financial settlement of some derivative instruments.

The Cash flows from investments in the first quarter of 2024 mainly refer to the impacts related to the acquisition in France of wind farms and photovoltaic systems (73 MW), the repowering of Italian wind farms for approximately 177 MW of new wind capacity and the construction of Greenfield farms in Italy (47 MW), France (59 MW) and the UK (47 MW) and the start of the activities of the first Recharge project (13 MW).

Cash flows from financing activities refer to the interest accrued during the year.

Cash flows from tax management refer to the payment of direct taxes during the quarter in East Europe.

Cash flows from Equity refer to the impact of the share buy-back programme initiated in the fourth quarter of 2023 and completed in February 2024 (EUR 37 million), the changes in the hedging reserve tied to derivative financial instruments and to the translation reserve.

The change in Lease liabilities is mainly due to the change in the scope of consolidation in France.

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 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 non-current assets" to the Operating profit (EBIT). Gross operating profit (EBITDA) is explicitly indicated as a subtotal in the Financial Statements;
• • Adjusted EBITDA is the gross operating margin, as defined above, with the exclusion of significant special income components (special items);
• • Adjusted EBIT is the net operating profit, explicitly indicated as a subtotal in the Financial Statements, with the exclusion of significant special income statement components of an exceptional nature (special items);
• • 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 discontinued operations relating to the thermoelectric business reclassified under the item "Profit (loss) from discontinued operations";
• • Adjusted 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), net of the related tax effects.

• • Adjusted net profit (loss) attributable to owners of the parent is the adjusted net profit (loss) from continuing operations with the exclusion of the profit attributable to non-controlling interests;
• • Capital expenditure is the sum of capital expenditure in property, plant and equipment and intangible assets, with the inclusion of Mergers & Acquisitions and not including Right of Use assets;
• • Net operating working capital is the sum of Inventories, Trade receivables and Trade payables;
• • Net invested capital is the sum of Non-current assets, Net operating working capital, Liabilities related to Post-employment benefits, Other assets and Other liabilities;
• • 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, also including the portion of non-current assets relative to derivative financial instruments.

For greater clarity, net financial indebtedness is indicated in the dual measure "before IFRS 16", excluding the liabilities linked to the application of IFRS 16, and "after IFRS 16", including the aforementioned liabilities.

The comparative figures at 31 March 2023 refer to the scope of continuing operations, therefore excluding the indebtedness of the thermoelectric business, sold in October 2023;

• • Financial leverage is calculated by comparing the net financial indebtedness before IFRS 16 to the net invested capital, not including Right of Use assets.
• • 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

Starting from this press release, the Group, in line with industry practice, also includes the effects of IFRS 16 in its adjusted economic results. The comparative data were restated in line with the new approach.

For greater clarity, the net financial indebtedness is indicated in the dual measure "before IFRS 16", excluding the liabilities linked to the application of IFRS 16, and "after IFRS 16", indicating the aforementioned liabilities.

Reconciliation with adjusted operating results

GROSS OPERATING PROFIT (LOSS) (EBITDA)

Year			1st quarter
2023	(amounts in millions)	Notes	2024	2023
529	Gross operating profit (loss) (EBITDA)		164	164
	Special items exclusion:
4	- Reversal of ancillary charges on non-recurring operations (Special Projects)	1	1	0
1	- Reversal for allocation for provision for disposed businesses	2	-	-
534	Adjusted EBITDA		165	164

AMORTISATION, DEPRECIATION AND IMPAIRMENT LOSSES

Year			1st quarter
2023	(amounts in millions)	Notes	2024	2023
(225)	Amortisation, depreciation and impairment losses		(60)	(58)
	Special items exclusion:
2	- Reversal of impairment losses recognised on Repowering Wind Italy	3	1	-
(223)	Adjusted depreciation and amortisation		(59)	(58)

PROFIT (LOSS) ATTRIBUTABLE TO OWNERS OF THE PARENT

Year	(amounts in millions)		1st quarter
2023		Notes	2024	2023
214	Profit (loss) from continuing operations attributable to owners of the parent		77	77
	Special items exclusion:
3	Exclusion of ancillary charges on non-recurring transactions	1	1	0
(4)	Exclusion of expenses related to disposed Businesses	2	0	(2)
2	Exclusion of impairment losses recognised on Repowering Wind Italy	3	0	-
4	Exclusion of ancillary charges on loan prepayments	4	-	3
6	Exclusion of Tax Asset UK and substitute tax Solar Italy	5	-	-
1	Exclusion of impact of gains/losses (IFRS 9)	6	-	1
226	Adjusted net profit (loss) from continuing operations attributable to owners of the parent		78	78

• 1. Ancillary charges relating to other non-recurring transactions, as well as unsuccessful acquisitions.
• 2. Provisions relating to exceptional items on businesses disposed of by the Group.
• 3. Charges related to Repowering and Revamping projects in Italy already impaired in the previous period.
• 4. Financial expense related to the early closure of project financing and Corporate loans as part of Liability Management transactions.
• 5. Reversal of tax asset on UK-registered company and reversal of ERG Solar Holding S.r.l. substitute tax benefit.
• 6. 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 1 million being accounted for in the first quarter of 2023. 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.

Regulatory measures to curb energy price rises (clawback measures and windfall tax)

In the course of 2022, measures were introduced in Italy and abroad to contain the effects of price increases in the electricity sector, which have already been described in the Group Financial Statements at 31 December 2022 and whose effects also impacted the Group Financial Statements at 31 December 2023.

Due to the development of the price scenario over the reference period, no refunds are to be expected in the first quarter of 2024 from the application of these measures. In the first quarter of 2023, this negative impact amounted to EUR 7 million on the EBITDA (EUR 5 million on the Group's net result from continuing operations).

Below is the reconciliation between the Financial Statements and the Adjusted Financial Statements shown and commented upon in this press release:

Income Statement 1st Quarter 2024

(EUR million)	Financial Statements	Reversal of special items	Adjusted Income Statement
Revenue	218	-	218
Other income	7	-	7
Total revenue	225	-	225
Purchases and change in inventories	(4)	-	(4)
Services and other operating costs	(44)	1	(43)
Personnel expense	(14)	-	(14)
Gross operating profit (loss) (EBITDA)	164	1	165
Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets	(60)	1	(59)
Operating profit (loss) (EBIT)	104	2	105
Net financial income (expense)	(2)	-	(2)
Net gains (losses) on equity investments	(0)	0	0
Profit before taxes	101	2	103
Income taxes	(25)	(0)	(25)
Net profit (loss) from continuing operations	77	1	78
Non-controlling interests	0	-	0
Profit (loss) from continuing operations attributable to owners of the parent	77	1	78
Net profit (loss) from discontinued operations	-	-	-
Profit attributable to owners of the parent	77	1	78

Starting from this press release, the adjusted operating results include the accounting impacts of IFRS 16. The comparative results for 2023 are therefore restated in line with the new approach defined by the Group. It should also be noted that, starting from the second quarter of 2023, the adjusted results are indicated as "net clawback".

The reconciliation of the effects described above is provided below:

Income Statement 1st Quarter 2023

(EUR million)	Values indicated in the consolidated financial statements	IFRS 16 Adjustment	Clawback measures	Adjusted Income Statement
Revenue	220	-	(7)	213
Other income	6	-	-	6
Total revenue	226	-	(7)	220
Purchases and change in inventories	(4)	-	-	(4)
Services and other operating costs	(43)	3	-	(39)
Personnel expense	(12)	-	-	(12)
Gross operating profit (loss) (EBITDA)	167	3	(7)	164
Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets	(56)	(2)	-	(58)
Operating profit (loss) (EBIT)	111	2	(7)	106
Net financial income (expense)	(3)	(2)	-	(5)
Net gains (losses) on equity investments	(0)	-	-	(0)
Profit before taxes	108	(0)	(7)	101
Income taxes	(24)	-	1	(22)
Net profit (loss) from continuing operations	84	(0)	(5)	78
Non-controlling interests	0	-	-	0
Profit (loss) from continuing operations attributable to owners of the parent	84	(0)	(5)	78
Profit (loss) from discontinued operations	(6)	-	-	(6)
Profit attributable to owners of the parent	78	(0)	(5)	73

Income Statement 2023

(EUR million)	Values indicated in the consolidated financial statements	Adjustment for impact of IFRS 16	Adjusted Income Statement
Revenue	741	-	741
Other income	26	-	26
Total revenue	767	-	767
Purchases and change in inventories	(14)	-	(14)
Services and other operating costs	(180)	14	(166)
Personnel expense	(53)	-	(53)
Gross operating profit (loss) (EBITDA)	520	14	534
Amortisation, depreciation and impairment of non-current assets	(215)	(7)	(223)
Operating profit (loss) (EBIT)	305	6	312
Net financial income (expense)	(6)	(7)	(14)
Net gains (losses) on equity investments	(0)	-	(0)
Profit before taxes	299	(1)	298
Income taxes	(71)	-	(71)
Net profit (loss) from continuing operations	228	(1)	227
Non-controlling interests	(2)	-	(2)
Profit (loss) from continuing operations attributable to owners of the parent	226	(1)	226
Net profit (loss) from discontinued operations	(7)	-	(7)
Profit attributable to owners of the parent	219	(1)	219

www.erg.eu

Fine Comunicato n.0118-38-2024	Numero di Pagine: 82
--------------------------------	----------------------