Gas Plus — Audit Report / Information 2020

Apr 30, 2021

GAS PLUS S.p.A.

BILANCIO CONSOLIDATO E BILANCIO D'ESERCIZIO AL 31.12.2020

Sede legale MILANO – Viale Enrico Forlanini, 17

INDICE

Organi sociali	3
Dati di sintesi	4

Relazione sulla gestione al 31 dicembre 2020

Sintesi dei risultati economici consolidati	10
Commento ai risultati consolidati	38
Andamento della capogruppo	47
Altre informazioni	67
Indicatori alternativi di performance	70
Proposte sulla destinazione del risultato d'esercizio di Gas Plus S.p.A.	72

Bilancio consolidato al 31 dicembre 2020

Prospetti contabili	75
Note esplicative	80
Attestazione del bilancio consolidato	154
Compensi della società di revisione	155

Bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2020

Prospetti contabili	158
Note esplicative	163
Attestazione del bilancio consolidato	212
Compensi della società di revisione	213

ORGANI SOCIALI CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (1)

Sig. Davide Usberti Presidente e Consigliere Delegato Amministratore esecutivo

Dott. Lino Gilioli (*) (**) Vicepresidente Amministratore indipendente

Ing. Nicola De Blasio Consigliere Amministratore indipendente

Dott. Gianni Dell'Orto Consigliere

Dott.sa Lisa Orlandi Consigliere Amministratore indipendente

Avv. Roberto Pistorelli Consigliere

Ing. Cinzia Triunfo Consigliere

Dott.sa Anna Maria Varisco (**) Consigliere Amministratore indipendente

COLLEGIO SINDACALE (1)

Prof. Lorenzo Pozza Presidente

Dott.sa Laura Guazzoni Sindaco Effettivo

Dott. Claudio Raimondi Sindaco Effettivo

Dott.sa Gloria Marino Sindaco Supplente

Dott. Manuel Menis Sindaco Supplente

SOCIETÀ DI REVISIONE (2) Deloitte & Touche S.p.A.

(*) Nominato Vice Presidente e Lead Indipendent Director dal Consiglio di Amministrazione del 16 maggio 2018.

(**) Membri del Comitato per le Nomine e per la Remunerazione e del Comitato Controllo e Rischi.

(1) Nominato dall'Assemblea Ordinaria del 16 maggio 2018 e con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2020. (2) Nominata dall'Assemblea Ordinaria dell'11 maggio 2015 per un periodo di 9 anni e, quindi, con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2023.

DATI DI SINTESI

(in migliaia di euro)

Principali indicatori di mercato	31 dicembre 2020 31 dicembre 2019		var.%	2H 2020	2H 2019	var. %
Prezzo medio Brent dated (\$/bbl)(1)	41,67	64,30	(35,2%)	43,61	62,59	(30,3%)
Cambio medio EUR/USD(2)
Prezzo medio gas-TTF "Day Ahead+Week End"(c€/smc)(3)	1,142 9,88	1,120 14,34	2,0% (31,1%)	1,181 11,78	1,110 12,04	6,4% (2,1%)
Euribor - a tre mesi (%), media del periodo (4)	(0,427)	(0,356)	(19,9%)	(0,497)	(0,303)	(64,0%)
Principali dati operativi del Gruppo	31 dicembre 2020 31 dicembre 2019		var.%	2H 2020	2H 2019	var. %
Produzione di idrocarburi (Msmce)	133,4	150,1	(11,1%)	63,2	77,1	(18,1%)
Vendite di idrocarburi (MSmce)	203,2	226,3	(10,2%)	92,3	107,5	(14,2%)
Volumi di gas distribuito (MSmc)	208,0	209,0	(0,5%)	94,9	94,8	0,1%
Numero dipendenti a fine periodo	155	160	(3,1%)
Dati di Conto Economico (IAS / IFRS)	31 dicembre 2020 31 dicembre 2019		var.%	2H 2020	2H 2019	var. %
Ricavi da vendite	75.488	93.544	(19,3%)	34.212	41.440	(17,4%)
Costi Operativi	65.438	71.764	(8,8%)	28.881	34.383	(16,0%)
EBITDA	10.050	21.780	(53,9%)	5.331	7.057	(24,5%)
% sui ricavi di vendita	13,31%	23,28%		15,58%	17,03%
EBIT	(107.701)	2.515	(4.382,3%)	(103.460)	(2.436)	(4.147,1%)
Risultato operativo	(107.459)	4.566	(2.453,5%)	(103.460)	(2.554)	(3.950,9%)
% sui ricavi di vendita	(142,35%)	4,88%		(302,41%)	(6,16%)
Risultato prima delle imposte	(113.226)		(962) (11.669,9%)	(106.393)	(5.337)	(1.893,5%)
Risultato del periodo	(34.222)	(618)	(5.437,5%)	(29.686)	(3.733)	(695,2%)
Dati di Stato Patrimoniale (IAS / IFRS)	31 dicembre 2020 31 dicembre 2019
Investimenti in immobilizzazioni	20.385	28.635
di cui investimenti in esplorazione	347	453
Capitale circolante netto	7.225	6.321
Capitale investito netto (A) + (B)	263.867	278.798
Indebitamento netto (A)	85.934	66.026
Patrimonio netto (compresa quota terzi) (B)	177.933	212.772
Indici patrimoniali ed economici	31 dicembre 2020 31 dicembre 2019
ROI (5)	(39,60%)	1,71%
ROE (6)	(17,52%)	(0,29%)
Utile (perdita) per azione	(0,79)	(0,01)
PFN / EBITDA (7)	8,55	3,03
Indebitamento netto (A) / Patrimonio netto (B)	0,48	0,31

Gearing (A/A+B) 33% 24%

(1) fonte: Reuters.

(2) fonte: BCE.

(3) fonte: ICIS.

(4) fonte: European Money Markets Institute.

(5) = Risultato operativo / capitale investito netto medio.

(6) = Risultato / patrimonio netto medio.

(7) = Posizione finanziaria netta / EBITDA.

PRINCIPALI INDICATORI INDUSTRIALI (1)

	2020	2019
Riserve di idrocarburi (2P risked)	3.765,8(2)	4.931,3
Metri cubi di idrocarburi venduti (in mln)	203	226
Km di rete gestita (3)	1.818	1.814
Istanze di conversione a stoccaggio	3	3

(1) per il significato dei termini si veda il paragrafo "Indicatori alternativi di performance"

(2) di cui circa 400 milioni di metri cubi relativi a concessioni di coltivazione gas per le quali non si ipotizza al momento la rimessa in produzione

(3) comprensivo di 42 km di rete di trasporto regionale gas metano

RELAZIONE SULLA GESTIONE

Signori azionisti,

i risultati economici del 2020 hanno risentito dell'andamento economico dell'attività E&P in Italia, particolarmente penalizzato dallo stato di emergenza sanitaria, dovuto alla diffusione del COVID-19, e dal conseguente eccezionale peggioramento degli scenari energetici, oltreché dalle decisioni assunte dal Gruppo a seguito delle prime valutazioni condotte in merito alle linee di indirizzo alla transizione energetica esposte nel documento Pitesai (presentato nel mese di febbraio 2021) che hanno fatto emergere criticità nelle possibilità di proseguire lo sfruttamento di diverse concessioni di piccola dimensione.

Lo stato di emergenza sanitaria e la necessità di limitare la diffusione del contagio ha infatti imposto la chiusura di molte attività commerciali e manifatturiere, non considerate essenziali, con un immediato impatto sulle economie mondiali che sono entrate in una forte fase recessiva per tutto il 2020. Le attività del Gruppo, che opera prevalentemente nel settore del gas naturale (la fonte energetica prioritaria nell'attuale fase di riduzione dell'uso di combustibili fossili) ed è presente in diverse fasi di tale filiera (estrazione e produzione, distribuzione e trasporto e vendita), sono state classificate tra quelle di pubblica utilità o essenziali e non sono state soggette a interruzione dell'operatività. Durante la fase di emergenza sanitaria il Gruppo ha pertanto continuato ad operare, attenendosi alle misure previste dai competenti organi e garantendo la tutela dei propri dipendenti, dei propri clienti e fornitori e di chiunque dovesse avere contatti con le proprie strutture.

Tale contesto ha però causato un eccezionale peggioramento degli scenari macroeconomici con effetti sia sulla domanda sia sui prezzi degli idrocarburi, oltreché sul possibile deterioramento della solvibilità di alcune controparti economiche.

Nel corso del 2020 il prezzo di vendita del gas E&P in Italia ha registrato infatti una riduzione del 39% rispetto allo stesso periodo del 2019, mentre il prezzo di vendita del petrolio E&P ha registrato una riduzione del 43%.

A seguito della diffusione della pandemia anche i mercati del Nord Europa, in un contesto già caratterizzato da abbondanza di offerta a causa dei numerosi arrivi di GNL e a condizioni climatiche non particolarmente rigide almeno nella prima parte dell'anno, hanno registrato un andamento al ribasso rispetto al 2019 con riduzioni simili a quelle del mercato italiano. Il prezzo al TTF Day Ahead + Week End, il principale riferimento per il gas in Europa, ha registrato infatti nell'anno un valore medio di 9,88 c€/smc con una riduzione del 31,1% rispetto al 2019. Lo spread tra prezzo al PSV-TTF Day Ahead + Week End si è invece attestato su un dato medio di circa 1,08 c€/smc, in diminuzione del 59% rispetto al 2019.

L'andamento dei prezzi degli idrocarburi è attualmente in ripresa ma il livello dei successivi anni resta tuttora incerto, dipendendo anche dalle diverse misure che saranno adottate dalle singole nazioni a sostegno dei differenti settori economici.

Pur se con impatti differenti nell'ambito delle sue diverse attività, anche il Gruppo Gas Plus ha pertanto risentito della diffusione della pandemia.

Nelle attività downstream (Retail e Network) gli effetti sono stati infatti sostanzialmente contenuti. In ambito Retail, in particolare, data la composizione del portafoglio clienti che è costituito per oltre l'80% da clienti domestici e pertanto meno influenzato dalla temporanea chiusura di alcune attività economiche, la flessione dei volumi venduti è stata per lo più da attribuire all'andamento climatico durante il primo semestre dell'anno, ancora più mite rispetto alla precedente. Nel periodo in esame la B.U. Retail ha infatti conseguito un Ebitda pari a 4,8 milioni di euro rispetto a 6,8 milioni di euro del 2019 sul cui livello ha particolarmente inciso la presenza di partite non ricorrenti di segno opposto in entrambi gli anni (ossia negativo nel 2020 per 0,6 milioni di euro e positivo nel 2019 per 1,6 milioni di euro) e, in misura minore, la riduzione dei volumi.

Anche in termini di solvibilità dei clienti, grazie alla composizione del proprio portafoglio clienti, gli effetti sono stati sino ad ora contenuti. Sotto tale profilo si ricorda, in ogni caso, che è tuttora in essere il contratto di cartolarizzazione che prevede, a fronte di una linea di credito rotativa di 20 milioni di euro, la cessione pro-soluto della quasi totalità di tale portafoglio, garantendo un flusso periodico e certo di liquidità.

In ambito Network, le modalità di determinazione dell'ammontare dei ricavi annui spettante a ciascun distributore (Vincolo dei Ricavi Totali - VRT) non dipendono dai volumi distribuiti nell'anno. La riduzione del VRT dell'anno non è quindi correlata agli effetti della pandemia ma alle consuete dinamiche di determinazione di tale componente.

In ogni caso la B.U. Network, anche nell'esercizio in esame, ha migliorato i propri risultati economici ed ha registrato una sensibile crescita in termini di Ebitda (7,6 milioni di euro rispetto a 6,9 milioni di euro del 2019) a seguito dell'incremento del perimetro di attività, avendo potuto contare, a differenza del 2019, sul contributo dell'attività di distribuzione gas nel comune di Fidenza (PR) per l'intero esercizio.

Si segnala inoltre che la B.U. ha proceduto al riallineamento tra i valori civilisti e fiscali della quasi totalità dei propri asset. La suddetta operazione a livello economico e patrimoniale della Business Unit ha determinato un impatto positivo di 7.228 migliaia di euro, per effetto del rilascio delle imposte differite (8.216 migliaia di euro) e dello stanziamento dell'imposta sostitutiva sul riallineamento (988 migliaia di euro).

Anche per tale attività, in termini di solvibilità dei clienti, data la composizione del relativo portafoglio che vede quale maggior cliente una società del Gruppo (Gas Plus Vendite), gli effetti sono stati al momento estremamente limitati.

Come anticipato, gli impatti della pandemia sono stati invece maggiormente significativi nell'ambito delle attività E&P a causa della conseguente eccezionale fase di debolezza degli scenari energetici.

In presenza di un simile livello degli scenari energetici le attività E&P, a fronte anche di un calo dei propri volumi produttivi (11% rispetto al 2019), hanno pertanto dovuto scontare una forte riduzione dei ricavi (circa 10,5 milioni di euro rispetto al 2019) con un calo complessivo del 27%.

L'Ebitda è stato a sua volta in forte calo e ha assunto un valore di poco negativo pari a 0,6 milioni di euro, dopo aver recepito però componenti negative non ricorrenti per circa 2,4 milioni di euro, rispetto ad un valore positivo di 1,1 milioni di euro del 2019, e i costi di gestione delle attività all'estero in fase di start-up. Nel secondo semestre dell'anno, in concomitanza alla progressiva ripresa degli scenari energetici, l'Ebitda della B.U. E&P Italia è tornato invece di segno positivo (1,3 milioni di euro).

La forte riduzione in termini di marginalità non è però dovuta esclusivamente agli effetti della pandemia ma risente (anche in questo esercizio) dell'aumento delle corresponsioni a favore dello Stato e, in particolare, dell'aumento delle royalties a seguito della Legge di Bilancio 2020 (Legge 27/12/2019 n. 160 pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 30/12/2019).

A tale proposito il Gruppo, pur ritenendo quest'ultime disposizioni applicabili alle produzioni di idrocarburi realizzate a decorrere dall'anno 2020, in presenza di dubbi interpretativi sul testo dei nuovi commi 7-bis e 7-ter dell'art. 19 del D. Lgs n. 625/96 come modificati dalla stessa Legge di Bilancio 2020 e di interpretazioni della normativa emerse solo metà dell'anno 2020, ha ritenuto di stanziare in questo anno anche l'importo delle maggiori royalties eventualmente gravanti sulle produzioni relative all'anno 2019 (pari a 2.435 migliaia di euro) e di procedere al relativo pagamento.

Nell'esercizio in esame l'impatto economico complessivo dell'aumento delle corresponsioni a favore dello stato in termini di maggiori canoni di sfruttamento minerario e maggiori royalties ha raggiunto quasi i 6 milioni di euro.

Come già anticipato, il Gruppo ha ritenuto poi di dover valutare le linee di indirizzo alla transizione energetica esposte nel documento Pitesai e ha rilevato nelle stesse, oltreché nel recente andamento degli scenari energetici e nella revisione negativa delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve, indicatori di possibili perdite di valore delle relative attività.

A seguito dell'effettuazione dei test di impairment sono state pertanto effettuate svalutazioni per complessive 99.536 migliaia di euro che hanno riguardato in prevalenza concessioni relative a

giacimenti di minori dimensioni e immobilizzazioni immateriali conferite in neutralità fiscale. Considerato il conseguente impatto a livello di imposte, positivo per 26.629 migliaia di euro, l'effetto netto complessivo delle suddette svalutazioni è stato negativo per 72.907 migliaia di euro.

La B.U. ha proceduto poi al riallineamento tra i valori civilisti e fiscali della quasi totalità del residuo valore dei propri asset. La suddetta operazione a livello economico e patrimoniale della Business Unit ha determinato un impatto positivo di 41.635 migliaia di euro, per effetto del rilascio delle imposte differite iscritte a bilancio (46.696 migliaia di euro) e dallo stanziamento dell'imposta sostitutiva sul riallineamento (5.061 migliaia di euro).

L'insieme delle due operazioni ha pertanto determinato un impatto netto negativo a livello economico e patrimoniale della B.U. pari a 31.272 migliaia di euro.

In termini di solvibilità dei propri principali clienti, gli effetti sono stati invece al momento limitati dato il ristretto numero di controparti. Si deve tuttavia evidenziare che il partner del progetto unificato Longanesi tuttora non ha adempiuto ad una serie di impegni, anche di natura finanziaria, assunti nei confronti sia del Gruppo sia degli Enti Pubblici interessati e di conseguenza il Gruppo ha proseguito con le iniziative già assunte.

Nonostante l'andamento degli scenari energetici ed un contesto normativo nazionale estremamente penalizzante nei confronti delle società titolari di concessioni di piccola e media dimensione, le attività di estrazione e produzione sono comunque proseguite secondo le previsioni, così come le attività di investimento nei principali progetti i cui tempi di esecuzione stanno comunque risentendo degli effetti di diffusione della pandemia.

Con riferimento a quest'ultime si segnala infatti che, nel mese di giugno, è stato comunicato agli enti competenti l'avvio delle attività di sviluppo del progetto Longanesi, in ottemperanza alla prescrizione n. 12 della Delibera di Giunta Regionale dell'Emilia Romagna n. 2266 del 31.12.2016. Successivamente sono iniziate le attività preliminari relative ai lavori civili delle postazioni delle aree pozzo che ospiteranno gli impianti di perforazione.

In Romania, nel corso dell'anno, sono proseguite invece le attività legate allo sviluppo dei due giacimenti a gas e sono in corso la costruzione della piattaforma di produzione e i lavori di approntamento della centrale di trattamento gas a terra. Il progetto ha raggiunto circa i due terzi del programma di sviluppo e si prevede che sarà in produzione entro il primo semestre 2022.

Gli investimenti E&P sostenuti complessivamente nel periodo sono stati pari a oltre 17 milioni di euro.

Sotto il profilo finanziario, il Gruppo mantiene una struttura finanziaria solida ed equilibrata. A seguito degli investimenti effettuati dell'esercizio e del contingente calo della marginalità delle

attività E&P l'indebitamento finanziario netto è stato in crescita e pari a 85,9 milioni di euro contro i 66,0 milioni di euro di fine 2019, il cui importo è comunque comprensivo per circa 4,9 milioni di euro degli effetti contabili dell'applicazione del principio contabile IFRS 16 (circa 5,5 milioni di euro nel 2019).

Nonostante il risultato negativo, a causa anche delle svalutazioni effettuate nell'esercizio, il Gruppo conserva una consistente patrimonializzazione con un rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto che si mantiene ancora su livelli contenuti (0,48), pur essendo in crescita rispetto al dato di fine 2019.

Considerata la capacità di generare flussi positivi di cassa da parte di tutte le principali attività operative, il Gruppo ritiene inoltre di avere già a disposizione linee (tramite contratti a medio lungo termine) sufficienti ai previsti investimenti, che saranno concentrati nei prossimi due esercizi, e alle esigenze di circolante.

A fronte degli investimenti in Italia il Gruppo dispone infatti di una linea di credito dell'importo residuo di 37,6 milioni di euro e, specificamente per gli investimenti in Romania, di un ulteriore linea di credito dell'importo residuo, a fine esercizio, di 14,3 milioni di euro.

Inoltre, a maggior tutela della copertura finanziaria dei propri investimenti in un periodo di eccezionale debolezza degli scenari energetici, il Gruppo ha ottenuto dalle proprie banche finanziatrici (Intesa Sanpaolo e Banco BPM) una modifica dell'attuale contratto di finanziamento che ha previsto la non rilevazione dei parametri finanziari (covenant) per l'anno 2020 e l'aumento del relativo livello nel successivo anno.

Si segnala infine che, dopo la chiusura dell'esercizio, alcune società del Gruppo hanno inoltre potuto accedere ad ulteriori finanziamenti a medio termine per complessivi 20 milioni di euro sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (decreto legge 8 aprile 2020), convertito in legge (Legge n. 40 del 5 giugno 2020).

SINTESI DEI RISULTATI ECONOMICI CONSOLIDATI

L'andamento economico delle attività E&P, penalizzato dall'eccezionale deterioramento degli scenari energetici, oltreché da royalties per un ammontare complessivo di 4,7 milioni di euro, ha causato una forte flessione dell'EBITDA che è passato dai 21,8 milioni di euro del 2019 a 10,1 milioni di euro del 2020.

Come anticipato, sono stati inoltre rilevati indicatori di possibili perdite di valore delle attività E&P in Italia nel quadro economico generale e nell'andamento degli scenari di prezzo degli

idrocarburi che hanno richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nella revisione negativa delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve e nell'evoluzione del quadro normativo, avviata con il D. L. 135 del 14/12/18, convertito con L.12 11/2/19 e proseguita con la presentazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico, in applicazione della citata legge in data 11 febbraio 2021, del documento di consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)», che è poi stato pubblicato sul sito del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (oggi Ministero della Transizione Ecologica). A seguito dell'effettuazione dei test di impairment sono state effettuate pertanto svalutazioni per complessivi 99,5 milioni di euro sugli asset della B.U. E&P Italia.

Di conseguenza l'EBIT ha registrato un'ulteriore forte flessione passando da +2,5 milioni di euro del 2019 a -107,7 milioni di euro del 2020.

Anche il Risultato Operativo (pari a -107,5 milioni di euro contro 4,6 milioni di euro del 2019) ha avuto un simile andamento ma ha registrato un maggiore scostamento in valore assoluto. Nel 2019 aveva infatti potuto contare sull'effetto della cessione della quota del 5% della licenza Midia in Romania e della rilevazione della componente differita del relativo corrispettivo (circa 1,9 milioni di euro).

Dopo componenti finanziarie in lieve crescita rispetto al precedente esercizio (5,8 milioni di euro del 2020 contro 5,5 milioni di euro del 2019) ed imposte sul reddito con un saldo positivo in forte crescita (+79,0 milioni di euro contro +0,3 milioni di euro del 2019), il risultato netto è stato in perdita (-34,2 milioni di euro contro -0,6 milioni di euro del 2019).

Il saldo positivo delle imposte è dovuto anche al riallineamento tra valori civilistici e fiscali di alcuni asset, in particolare degli asset E&P a suo tempo conferiti in regime di neutralità fiscale, che ha consentito il rilascio a conto economico di imposte differite per 54,9 milioni di euro.

Gli investimenti del 2020 sono stati in calo rispetto al dato del 2019 (20,4 milioni di euro contro 28,6 milioni di euro dell'esercizio precedente) che comprendeva l'importo versato a saldo per l'acquisizione degli impianti di distribuzione gas del comune di Fidenza (PR) (12,3 milioni di euro).

Si riporta qui di seguito il trend delle quotazioni del Brent, espresso in dollari ed euro al barile, del gas naturale (TTF).

Grafico 2 – Trend Prezzo del Brent (EUR)

Grafico 3 – Trend Prezzo del gas naturale Spot TTF (Borsa del Gas Olandese)

La quotazione del titolo sul mercato della Borsa Italiana mostra un andamento sostanzialmente in linea con l'andamento del mercato azionario per quasi l'intero anno. Negli ultimi mesi dell'anno e in quelli successivi l'andamento del titolo non rispecchia interamente il tasso di crescita del mercato. La capitalizzazione di borsa continua ad essere significativamente inferiore al book value (meno del 50%).

La significativa sottocapitalizzazione di mercato rispetto al valore del patrimonio netto del Gruppo non è stata ritenuta un indicatore di ulteriore perdita di valore delle attività immobilizzate per i volumi di scambio estremamente limitati rispetto ai titoli di società dei settori di appartenenza di Gas Plus. Per tale motivo è possibile affermare che i prezzi di borsa non forniscano un'indicazione rappresentativa del valore della Società che presenta, come indicato in precedenza, un consistente patrimonio di riserve in Italia e all'estero nonché di asset downstream in portafoglio.

Di seguito si riporta l'andamento del titolo Gas Plus dell'ultimo esercizio comparato con l'indice FTSE Mib.

Di seguito viene riportata la struttura del Gruppo Gas Plus al 31.12.2020:

14

Viene di seguito commentato l'attività di ciascuna Business Unit del Gruppo (che coincide con il concetto di Settore Operativo espresso negli IFRS):

Business Unit Exploration & Production

Nella seguente tabella, al fine di consentire una corretta comparazione dei dati, sono evidenziati i risultati delle singole società facenti parte della B.U. E&P ed operanti in Italia ossia Gas Plus Italiana S.r.l. (di seguito branch GPI) e Società Padana Energia S.r.l. (di seguito branch SPE) e in aggregato quelli della società attive all'estero.

Per quanto riguarda quest'ultime, anche nell'ottica di avere strutture separate per le attività E&P svolte in Italia e all'estero, si segnala che, all'inizio dell'esercizio 2019, Gas Plus Italiana S.r.l. ha trasferito l'intera partecipazione detenuta in Gas Plus International B.V. ad una società di nuova costituzione nell'ambito del Gruppo Gas Plus (Gas Plus International Holding S.r.l.), società di diritto italiano direttamente controllata da Gas Plus S.p.A.. Inoltre Gas Plus International B.V., una volta avviata la fase di sviluppo del progetto "Midia" in Romania ed ottenute le necessarie autorizzazioni delle autorità competenti, ha trasferito i relativi asset, sino a quel momento iscritti nel proprio bilancio, alla società di diritto rumeno del Gruppo Gas Plus denominata Gas Plus Dacia S.r.l., che è attualmente partner della Joint venture e destinataria dell'apposito finanziamento del progetto.

	31/12/2020
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	51,0	77,6	-	128,6
Ricavi (mln €)	12,8	15,9	-	28,7
EBITDA (mln €)	-	(0,1)	(0,5)	(0,6)
Investimenti esplorativi (mln €)	0,2	-	0,1	0,3
Investimenti di sviluppo (mln €)	0,8	5,9	10,4	17,1

	2H2020
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	25,0	35,8	-	60,8
Ricavi (mln €)	6,6	8,3	-	14,9
EBITDA (mln €)	0,8	0,5	(0,2)	1,1
Investimenti esplorativi (mln €)	0,1	-	-	0,1
Investimenti di sviluppo (mln €)	0,6	3,8	6,5	10,9

	31/12/2019
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	60,4	85,0	-	145,4
Ricavi (mln €)	17,5	21,6	0,1	39,2
EBITDA (mln €)	1,9	9,3	(0,9)	10,3
Investimenti esplorativi (mln €)	0,3	-	0,2	0,5
Investimenti di sviluppo (mln €)	2,0	4,0	8,1	14,1

	2H2019
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	31,0	44,1	-	75,2
Ricavi (mln €)	7,6	11,2	0,1	18,9
EBITDA (mln €)	(1,7)	3,3	(0,4)	1,2
Investimenti esplorativi (mln €)	0,1	-	-	0,1
Investimenti di sviluppo (mln €)	0,8	2,7	2,8	6,3

ITALIA

Risultati economici

Sotto il profilo dell'andamento economico l'esercizio è stato caratterizzato dal calo della produzione netta di idrocarburi (circa il 12%) e dalla forte riduzione dei ricavi (28,7 milioni di euro contro 39,2 milioni di euro del 2019) e di conseguenza della marginalità complessiva.

L'Ebitda ha assunto infatti un valore negativo di circa 0,6 milioni euro, dopo però aver scontato componenti negative non ricorrenti per circa 2,4 milioni di euro.

Su tale risultato ha senza dubbio inciso, oltre all'eccezionale debolezza degli scenari energetici, l'aumento delle corresponsioni allo Stato in termini di royalty. L'impatto di quest'ultime componenti nell'esercizio è stato infatti complessivamente pari a circa 4,7 milioni di euro, di cui 2,4 milioni di euro di competenza dell'anno 2019 per interpretazioni della normativa emerse solo a metà del 2020. Senza tale impatto, la marginalità complessiva del 2020 sarebbe rimasta almeno complessivamente positiva.

Produzione

Al termine del 2020 la produzione lorda di gas, condensati e petrolio è stata pari a 133,4 MSmce, di cui 54,7 MSmce relativi alla branch GPI e 78,7 MSmce relativi alla branch SPE.

In termini di tipologia di prodotto la produzione lorda di gas del periodo di riferimento è stata di 100,1 MSmc contro 113,1 MSmc del 2019. Tale riduzione è conseguente, in parte, al perdurare degli scenari energetici negativi che nel corso dell'anno hanno comportato la chiusura di campi per

non economicità ed in parte al naturale declino di alcuni campi.

La produzione di petrolio e condensati è stata invece pari a 33,3 MSmce contro 37,0 MSmce del 2019; quest'ultima diminuzione è dovuta alla minor produzione della concessione "Mirandola" per attività di manutenzione.

PRODUZIONE LORDA DI GAS	PRODUZIONE LORDA DI PETROLIO E CONDENSATI
(MSmc)	(Msmce)

	2020	2019	Differenza 2020-2019		2020	2019	Differenza 2020-2019
GPI	54,1	63,6	(9,5)	GPI (*)	0,6	0,7	(0,1)
SPE	46,0	49,5	(3,5)	SPE	32,7	36,3	(3,6)
Totale	100,1	113,1	(13,0)	Totale	33,3	37,0	(3,7)

* Il dato di Produzione lorda di petrolio e condensati è comprensivo del valore della Concessione B.C7.LF S.Maria a Mare e non del valore del campo Sarago Mare.

Sviluppo

Nel 2020 sono proseguite le attività preliminari relative ai lavori civili delle postazioni delle aree pozzo che ospiteranno gli impianti di perforazione per progetto Longanesi.

Chiusure Minerarie

Sono proseguite le attività per il ripristino dell'area pozzo Cavone 15 nella concessione Mirandola e si è effettuato il ripristino dell'area pozzo Torrebianca 1 nella concessione Lucera. Sono state inoltre svolte le attività di chiusura mineraria del pozzo Porto Corsini Terra 12 bis dir nella concessione Porto Corsini Terra e del pozzo Ovanengo 1 dir nella concessione Ovanengo.

Esplorazione e ricerca

Sono proseguite le revisioni e gli studi geologici e geofisici sui principali siti, necessari per programmare interventi di miglioramento della produzione ed identificare eventuali nuovi progetti da avviare alla ripresa degli scenari energetici.

Patrimonio titoli

A seguito dei riscontri del MiSE alle dichiarazioni di rinuncia per le Concessioni Masseria Acquasalsa e Masseria Petrilli, le concessioni stesse devono ritenersi rilasciate.

Pertanto il patrimonio titoli si è ridotto rispetto alla fine del 2019. Il numero complessivo delle concessioni di coltivazione è pari a 43 mentre quelle che vedono il Gruppo in qualità di operatore è pari a 30.

	Gruppo operatore	Terzi operatori	Totale
Istanze di permesso	0	3	3
Istanze di concessione	1	1	2
Permessi di ricerca	0	1	1
Concessioni di coltivazione	30*	13	43

* di cui Società Padana Energia S.r.l.: 10 Concessioni di coltivazione

Riserve

Le riserve 2P rischiate complessive di idrocarburi al termine del 2020 sono state stimate nelle seguenti quantità:

	31/12/2019			31/12/2020
	GPI	SPE	Totale	GPI	SPE	Totale
Gas naturale (milioni di metri cubi)	1.627,0	2.288,0	3.915,0	1.236,6	2.236,7	3.473,3
Petrolio e condensati (milioni metri cubi equiv.)	7,8	283,4	291,2	6,4	286,1	292,5
Totale idrocarburi (milioni metri cubi equiv.)*	1.634,8	2.571,4	4.206,2	1.243,0	2.522,8	3.765,8

* Il barile di petrolio e condensati è stato convertito in metri cubi di gas equivalente utilizzando il coefficiente divisore di 0,00636

Per quanto riguarda l'entità delle riserve, a conclusione del 2020 è stata rilasciata una nuova certificazione dall'esperto indipendente SIM che ha rivisto le precedenti stime, quantificando le riserve 2P di idrocarburi al 31 dicembre 2020 in 3.765,8 milioni di metri cubi equivalenti. Tale certificazione è stata svolta in linea agli aggiornamenti degli standard di valutazione già seguiti per la precedente certificazione.

In particolare, la nuova certificazione delle riserve ha previsto una svalutazione complessiva delle riserve gas naturale di Gas Plus Italiana di 336,4 milioni di metri cubi equivalenti tra cui la parte più rilevante è costituita dalla svalutazione delle riserve della concessione di Recovato (pari a 290,7 milioni di metri cubi) a seguito delle problematiche riscontrate nell'esercizio che hanno portato all'interruzione della produzione. La suddetta certificazione ha inoltre riscontrato la svalutazione delle riserve gas di Società Padana Energia per 5,3 milioni di metri cubi equivalenti e la rivalutazione delle relative riserve di petrolio e condensati per 48,7 milioni di metri cubi equivalenti.

In ordine alle riserve al 31 dicembre 2020 si evidenzia infine che tale riserve sono relative per circa 400 milioni di metri cubi a concessioni di coltivazione gas per le quali non si ipotizza al momento la rimessa in produzione.

Altre informazioni attinenti alle attività del periodo

Relativamente alla concessione di Garaguso, la cui attività produttiva è ripresa all'inizio del 2019, dopo la conclusione della seconda procedura arbitrale che ha previsto la destituzione dell'Operatore, è stato notificato a Gas Plus Italiana, in data 14.12.2018, un atto di citazione per l'impugnazione di detto lodo da parte dello stesso Operatore davanti al Tribunale di Milano. Quest'ultimo con sentenza n. 1028/2021, pubblicata in data 9 febbraio 2021, ha respinto la domanda di annullamento del lodo arbitrale. Detta sentenza è stata impugnata da Energean Italy S.p.A. (prima Edison E&P S.p.A.) ed Edison S.p.A., con prima udienza fissata per il 14 settembre 2021.

Gas Plus Italiana, al fine di far accertare, in esecuzione del lodo, il suo ruolo di Operatore della concessione, ha proposto un ricorso dapprima al Tribunale di Matera, dichiarato inammissibile, e successivamente alla Corte di Appello di Potenza, la quale ha respinto il reclamo proposto da Gas Plus Italiana, confermando l'inammissibilità del ricorso proposto ex art. 1105 c.c. dinanzi al Tribunale di Matera, ritenendo che "…esuli dall'ambito dei poteri attribuiti all'autorità giudiziaria adita ai sensi dell'art. 1105 co. 4 c.c. la pronuncia di accertamento della legittima sostituzione della Gas Plus Italiana S.r.l. nel ruolo di Operatore della concessione mineraria "Garaguso" per effetto del lodo arbitrale pronunciato il 25 giugno 2018, potendo la relativa domanda costituire oggetto soltanto di un giudizio ordinario avente natura contenziosa…".

In relazione alle disposizioni della Legge 11 febbraio 2019, n. 12, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 12 febbraio 2019 ed entrata in vigore il 13 febbraio 2019, e in particolare dell'art. 11-ter della stessa, il Gruppo, a tutela del proprio patrimonio di titoli minerari, ha attuato sin dal 2019 alcune iniziative sui profili di più immediato impatto.

In merito all'aumento dei canoni di concessione, introdotto dal citato art. 11-ter, la B.U. E&P ha avviato delle iniziative giudiziali - tutt'ora in corso - avanti i tribunali amministrativi, sollevando anche alcuni profili di illegittimità costituzionale delle disposizioni di legge in questione. Al contempo, si ricorda che nel precedente esercizio la B.U., per la quasi totalità dei siti in cui riveste il ruolo di operatore e senza fare acquiescenza alle novità introdotte dal richiamato art. 11-ter, aveva cautelativamente presentato le istanze per ottenere la riduzione dell'area fisica territoriale delle concessioni, ottenendo entro al fine dello stesso anno la formale approvazione da parte degli enti preposti.

Relativamente a tale questione segnaliamo infine che, nell'ambito dell'iter di conversione in legge del "Decreto Semplificazioni 2020", è stato approvato un emendamento volto a mitigare gli effetti per le piccole e medie concessioni di coltivazione di idrocarburi dell'aumento esponenziale dei canoni di concessione introdotto dall'art. 11-ter della Legge 11 febbraio 2019, n. 12, prevedendo un

"tetto" pari al 3% della valorizzazione della produzione derivante dall'insieme delle concessioni di ciascuna società nell'anno precedente.

Sempre in ordine all'11-ter della già citata norma si segnala che essa ha previsto la predisposizione del Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee ("PiTESAI") da approvarsi con decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell'Ambiente, della Tutela del Territorio e del Mare. L'approvazione del PiTESAI ("Piano") era prevista entro 24 mesi dalla data di entrata in vigore della legge di conversione (ossia dal 13 febbraio 2019), ma detto termine è poi stato prorogato al 30 settembre 2021. Si tratta di uno strumento di pianificazione generale teso a definire un quadro di riferimento, condiviso con le Regioni, le Province e gli Enti locali, per la programmazione delle attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi sul territorio nazionale. Limitatamente alle aree su terraferma, il Piano sarà valutato d'intesa con la Conferenza Unificata e nel caso di mancato raggiungimento di un'intesa o di un espresso diniego da parte della stessa Conferenza Unificata, il Piano sarà adottato limitatamente alle aree marine.

Sempre in applicazione dell'art. 11-ter in questione è stato presentato da parte del Ministero dello Sviluppo Economico in data 11 febbraio 2021, il documento in consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)», poi pubblicato sul sito del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (oggi Ministero della Transizione Ecologica), che dà avvio alla procedura di "Valutazione Ambientale Strategica" del Piano, quale passaggio preliminare dell'iter di approvazione dello stesso.

Anche in ragione di detto documento, le società della B.U. E&P Italia hanno quindi valutato le possibili criticità che potrebbero emergere dal suddetto documento, giungendo alla decisione di rivedere le modalità e la misura con cui le loro attività si prevede che possano continuare ad essere utilizzate e/o potranno essere sviluppate ed hanno ritenuto di effettuare test di impairment sulle singole rispettive attività e di procedere alla svalutazione di alcuni asset. Per quanto concerne gli esiti dei test effettuati si rimanda a quanto esposto nelle note esplicative al bilancio consolidato.

Emergenza Covid-19

Nel rispetto dei provvedimenti emanati dalle Autorità la Business Unit ha garantito le attività ritenute essenziali mentre sono state sospese le altre attività di cantiere e le manutenzioni straordinarie non necessarie.

Il personale tecnico destinato a realizzare tali attività, ove previsto dalle disposizioni vigenti, è stato dotato dei necessari strumenti di protezione individuale al fine di garantirne la sicurezza.

Le attività non essenziali sono riprese progressivamente a decorrere dal 5 maggio 2020 nei termini previsti e consentiti dal D.P.C.M. del 26 aprile 2020 e s.m.i..

Con riferimento alla solvibilità dei clienti a cui sono attualmente vendute le produzioni di idrocarburi, dato il numero limitato di controparti e l'elevato standing, non sono emerse particolari criticità sui relativi incassi e comunque tali da pregiudicare l'equilibrio finanziario della Business Unit.

ESTERO

Con riferimento alle attività E&P estero, data la rilevanza del progetto, vengono di seguito commentate esclusivamente le attività in Romania.

Dal punto di vista amministrativo le attuali quote della concessione in acque superficiali (costituita dai blocchi XVa Midia Shallow e XIII Pelican) sono così ripartite: Black Sea Oil&Gas (BSOG) 70% Operatore, Petro Ventures 20% e Gas Plus 10%.

In data 4 febbraio 2020 i due blocchi esplorativi di tale concessione sono scaduti e le aree restituite alle Autorità della Romania. La Joint Venture ha ritagliato dal blocco XVa Midia Shallow due aree all'interno delle quali sono ubicati i giacimenti a gas Ana e Doina attualmente oggetto delle attività per la loro messa in produzione.

Per la fase di sviluppo dei due giacimenti, il 6 febbraio 2019, a valle della positiva valutazione tecnico-economica del progetto MGD (Midia Gas Development), i partner di Joint Venture, hanno approvato la FID (Final Investment Decision) e il conseguente piano di sviluppo dei giacimenti Ana e Doina. Il 12 aprile 2019, la Joint Venture ha ricevuto l'approvazione finale da parte del governo rumeno, attraverso l'Agenzia Nazionale per le Risorse Minerarie (NAMR), del piano di sviluppo (FDP) dei due giacimenti e della delimitazione delle aree interessate.

A valle dell'approvazione della NAMR la Joint Venture ha avviato le attività di ingegneria per la progettazione degli impianti e successivamente ha iniziato i lavori di realizzazione delle infrastrutture di produzione, dette attività sono continuate per tutto il periodo di riferimento e sono tutt'ora in corso. Nelle basi operative ubicate nei pressi della città di Costanza sul Mar Nero, le attività attualmente in corso sono: la costruzione della piattaforma di produzione e i lavori di approntamento della centrale di trattamento gas a terra. Si sono concluse con successo le operazioni di attraversamento sotterraneo "perforazione orizzontale HDD" del tratto di spiaggia interessato dal passaggio del gasdotto e la posa del gasdotto offshore pari a 128 km che collega la costa dalla piattaforma Ana che verrà in seguito installata.

Il progetto ha raggiunto circa i due terzi del programma di sviluppo e si prevede il gas-in entro il primo semestre del 2022. Causa Covid 19 sono state concesse al General Contractor revisioni prezzi per il periodo dalla primavera scorsa, al momento rientranti nell'ammontare delle contingencies stanziate in sede di preventivazione del progetto.

In parallelo all'inizio delle attività di sviluppo, la Joint Venture ha negoziato con un primario pool di banche un contratto di finanziamento del progetto "Midia Gas Development" dell'importo originario di 200 milioni di euro di tipologia "RBL" (Reserve Based Lending).

Il contratto di finanziamento è stato firmato al termine del 2019 e la prima erogazione è avvenuta a partire dal mese di novembre del 2020. In tale sede, a valle di un processo di rideterminazione da parte delle banche dell'importo erogabile a fronte di una riduzione del costo complessivo dell'investimento, l'importo della linea è stato ridotto da 200 milioni di euro a 185 milioni di euro. A fine 2020 la linea è stata utilizzata per complessivi 42 milioni di euro e pertanto Gas Plus potrà utilizzare l'importo residuo di tale linea nei successivi esercizi nel limite di 14,3 milioni di euro in relazione alla propria quota di partecipazione del 10%.

Riserve

Nel mese di giugno del 2019 è stata completata la valutazione e certificazione delle riserve dei giacimenti Ana e Doina da parte di un certificatore indipendente. Le riserve 2P dei due giacimenti ammontano a 725 milioni di standard metri cubi per la quota del 10% d'interesse di Gas Plus.

Business Unit Storage

Le attività nel settore dello stoccaggio di gas sono relative allo sviluppo di tre progetti, tutti in veste di operatore, che consentiranno di disporre di una capacità di stoccaggio di circa 1 miliardo di metri cubi (working gas), per circa il 60% di competenza del Gruppo Gas Plus, da raffrontare con i circa 13 miliardi di metri cubi di capacità nazionale, al netto dello stoccaggio strategico. Anche per la specifica collocazione geografica dei tre progetti, tutti lungo la dorsale adriatica nelle tre Regioni delle Marche, dell'Abruzzo e del Molise, lo sblocco, la realizzazione e l'esercizio congiunto dei tre progetti consentirebbe di beneficiare di una significativa "massa critica" in termini di volumi di gas trattabili e di importanti sinergie.

Nel corso del 2014 sono stati rilasciati i provvedimenti di compatibilità ambientale (VIA) per i progetti Poggiofiorito e San Benedetto.

Per quanto riguarda il progetto San Benedetto, il decreto VIA è stato impugnato da alcuni cittadini davanti il TAR Marche, il quale nel mese di marzo del 2018 ha dichiarato la propria

incompetenza indicando quale giudice competente il TAR Lazio. I ricorrenti, con ricorso notificato e depositato il 21 aprile 2018, hanno riassunto il giudizio avanti al TAR Lazio e Gas Plus Storage si è regolarmente costituita in giudizio nel mese di luglio del 2018. Si è ora in attesa della fissazione dell'udienza di merito.

Nel frattempo il Comune di San Benedetto, con ricorso notificato a Gas Plus Storage il 26 giugno 2018, ha impugnato i provvedimenti successivi del Ministero dell'Ambiente relativi al diniego del Ministero di riaprire l'istruttoria VIA come richiesto dal Comune. Si è già tenuta la Camera di Consiglio il 18 luglio 2018 per discutere dell'istanza di sospensiva che il TAR non ha accolto rinviando il giudizio all'udienza di merito del 22 maggio 2019. Il TAR Lazio ha successivamente depositato in data 11 giugno 2019 la relativa sentenza con cui ha accolto il ricorso presentato dal Comune, annullando i provvedimenti impugnati ed obbligando il Ministero dell'Ambiente a procedere ad un motivato riesame della richiesta del Comune ricorrente entro il termine di 60 (sessanta) giorni dalla notifica o comunicazione della sentenza.

Gas Plus Storage ha presentato entro i termini di legge appello al Consiglio di Stato impugnando la sentenza del TAR Lazio e, all'esito della Camera di Consiglio del 14 novembre 2019, il Collegio ha accolto l'istanza cautelare presentata dalla società ai fini della sollecita fissazione dell'udienza di merito, fissando per la discussione nel merito del ricorso la pubblica udienza nel terzo trimestre dell'anno 2020 che sarà indicata con successivo decreto presidenziale.

Nel contempo, nel mese di febbraio 2019, sono state presentate le istanze di proroga della VIA per i progetti di San Benedetto e Poggiofiorito.

Il 22 gennaio 2020 il Comune di San Benedetto ha notificato un ulteriore ricorso con il quale ha impugnato la nota del Ministero dell'Ambiente del 18 novembre 2019 ed il correlato parere della Commissione Tecnica VIA e VAS, con la quale il Ministero dell'Ambiente, in ossequio alla sentenza del TAR Lazio dell'11 giugno 2019, ha riesaminato la questione giungendo alla medesima conclusione che era già stata oggetto di impugnazione da parte del Comune. Il 26 febbraio 2020 si è tenuta l'udienza in Camera di Consiglio, nella quale il Comune di San Benedetto ha rinunciato all'istanza cautelare. Si attende quindi ora la fissazione dell'udienza di discussione del merito.

Quale ultimo aggiornamento si segnala che, all'esito dell'udienza del 25 marzo 2021, il Consiglio di Stato ha pubblicato in data 29 marzo 2021 la sentenza con la quale ha accolto l'appello presentato da Gas Plus Storage, dichiarando inammissibile il ricorso di 1° grado presentato dal Comune di San Benedetto.

Il Gruppo, pur dovendo fronteggiare in parte dell'opinione pubblica un atteggiamento notevolmente critico rispetto alla realizzazione di nuove infrastrutture energetiche, resta costantemente impegnato nel proseguimento di tutte le attività tecniche e, eventualmente, delle azioni di carattere legale che risulteranno necessarie per completare gli iter autorizzativi di tali progetti, di rilevanza energetica nazionale.

Le attività nel settore dello "stoccaggio di idrocarburi" sono state incluse tra le "altre attività e attività non allocate" nella nota esplicativa al bilancio consolidato n. 7, Informativa di settore, che comprendono principalmente, oltre alle attività della Business Unit Storage, le attività di funzioni comuni e servizi centralizzati della holding. L'inclusione nelle "altre attività e attività non allocate" della Business Unit Storage è stata decisa in quanto, in funzione della complessità tecnica e dei necessari iter autorizzativi, essa è tuttora in fase di avviamento. Da segnalare infatti che la B.U. non consuntiva significativi valori patrimoniali e costi di gestione, essendo state mantenute in carico esclusivamente le spese per gli studi (in particolare tecnici e progettuali) e per le attività connesse alla prosecuzione dei relativi iter autorizzativi ed al successivo affidamento delle opere da realizzarsi, imputando invece, nell'esercizio 2014, a conto economico integralmente le opere nel contempo sino ad allora eseguite sui siti prima del completamento degli iter autorizzativi.

Business Unit Retail

	31/12/20	31/12/19	2H 2020	2H 2019
Volumi venduti (MSmc)	74,7	80,6	31,5	31,8
Ricavi (mln €)	34,4	44,5	14,3	17,7
EBITDA (mln €)	4,8	6,8	2,1	3,7

I principali dati economici della Business Unit Retail dell'esercizio 2020 sono i seguenti:

L'anno è stato caratterizzato da un risultato economico in diminuzione rispetto a quanto fatto registrare l'anno precedente. In tal senso, si segnalala forte diminuzione dei volumi venduti realizzatasi nel corso della prima parte dell'anno, visto che nel secondo semestre tale dato è stato pressoché lo stesso dell'anno precedente (ed addirittura superiore - +1,4% - limitatamente all'ultimo trimestre, avente una termica poco più fredda).

Relativamente ai ricavi, la tendenza in discesa è enfatizzata da una forte diminuzione degli scenari gas avvenuta tra il 2019 ed il 2020; tale diminuzione, valutabile in una media pesata sul parco clienti della B.U. di circa -33%, influisce su tutte le vendite a prezzo variabile (circa il 76% dei volumi contrattualizzati). Tutto ciò, solo in parte compensato da un'attenta politica di copertura e da un

sensibile aumento della marginalità unitaria complessiva (+6,8%), porta ad un risultato inferiore a livello di EBITDA rispetto a quanto fatto registrare l'anno precedente. Si segnala in ogni caso che il dato del 2019 comprendeva la componente economica positiva non ricorrente (oltre 1,6 milioni di euro) relativa alla rideterminazione del coefficiente "k" per il periodo ottobre 2010 – settembre 2012, mentre quello del 2020 recepisce l'esito negativo di una vertenza legale relativa ad una gara di un comune (0,6 milioni di euro)

In tema di marginalità unitaria, si rileva una buona tenuta sui Clienti Civili (+3,4%), che pesano circa l'80% dei volumi dell'intero portafoglio, mentre si osserva un forte aumento sui Clienti Small Business (+31,4%), già fatto registrare l'anno precedente, dovuto essenzialmente al già citato calo degli scenari gas che hanno valorizzato maggiormente i clienti ai quali sono applicate offerte economiche a prezzo fisso. Lato costi, l'esercizio continua ad essere caratterizzato da un attento contenimento dei costi operativi.

In termini di parco clienti si registra una leggera diminuzione rispetto al precedente esercizio (-4,1% medio rispetto al 31 dicembre 2019).

Un'importante valutazione sarà necessaria in ambito commerciale in previsione dell'abolizione del Mercato Tutelato che, inizialmente prevista nel corso dell'anno 2018 e successivamente rimandata al 2019, poi al 2020, era stata definitivamente fissata al 1° gennaio 2022; il decreto "Milleproroghe", approvato in via definitiva il 25 febbraio 2021, sposta ulteriormente tale termine al 1° gennaio 2023. Si evidenzia, a questo proposito l'opportunità di far migrare verso il Mercato Libero gli attuali clienti domestici e condomini ad uso domestico ancora serviti in regime di Tutela.

Viene mantenuto in costante osservazione il mercato nazionale, al fine di monitorare su base mensile le proposte commerciali dei principali concorrenti e di poter così redigere offerte che, pur mantenendosi competitive, assicurino le migliori performances in termini di marginalità. Permane la massima attenzione riguardo ai criteri di selezione dei prospect ai quali proporre la contrattualizzazione, basato su una scrupolosa valutazione della loro affidabilità creditizia.

Emergenza Covid-19

Come già segnalato, data la composizione del portafoglio clienti che è costituito per oltre l'80% da clienti domestici e pertanto meno influenzato dalla temporanea chiusura di alcune attività economiche, la flessione dei volumi venduti rispetto al 2019 è stata per lo più da attribuire all'andamento climatico durante i primi mesi dell'anno, ancora più mite rispetto ai precedenti, oltre al calo dei clienti serviti.

Per quanto concerne invece l'impatto dell'emergenza Covid-19 sulla solvibilità dei clienti occorre innanzitutto segnalare gli effetti della delibera Arera n. 60/2020/R/COM del 12/03/2020, integrata con le successive delibere n. 117/2020/R/COM, 124/2020/R/COM E 148/2020/R/COM.

L'impatto più significativo di tali delibere sulla gestione degli incassi e della morosità è derivato dal blocco di tutte le operazioni di tutela del credito, istituito per il periodo compreso tra il 10/03/2020 ed il 17/05/2020.

Durante questo periodo la Business Unit non ha potuto quindi emettere solleciti di pagamento, né ha potuto chiedere la sospensione per morosità delle utenze che avessero insoluti. Inoltre, per i casi di morosità aperti al 10/03/2020, Arera ha previsto che le società di vendita dovessero inviare una nuova costituzione in mora al debitore, con un conseguente ulteriore allungamento dei termini di pagamento.

Sono state inoltre previste specifiche misure a sostegno dei clienti finali, tra cui la più importante ha imposto l'obbligo per le società di vendita di concedere ampie dilazioni di pagamento senza interessi, ai clienti di tipo domestico, relativamente alle fatture di competenza o in scadenza nel periodo compreso tra il 10/03/2020 e il 17/05/2020.

Trattandosi comunque di un'agevolazione già concessa nel corso degli anni precedenti, le richieste di rateizzazione ricevute durante il periodo di emergenza sono state in linea con quelle del 2019 e la quasi totalità dei piani di rientro è stata frutto di accordi consensuali con la propria clientela, con dilazioni più ampie rispetto a quelle solitamente concesse, ma comunque non superiori a quanto stabilito da Arera.

Nella seconda parte dell'anno è comunque ripresa a pieno regime l'attività di sollecito e di sospensioni per morosità e la percentuale di insoluto registrata a fine dicembre 2020 si è attestata pertanto a 1,2% rispetto al 1,5% del corrispondente periodo del 2019. Tali valori, alla data del 6 aprile 2021, si sono attestati allo 0,4% sia per il 2020 che per il 2019.

Business Unit Network & Transportation

I principali dati economici della Business Unit relativi all'esercizio 2020 sono i seguenti:

	31/12/20	31/12/19	2H 2020	2H 2019
Volumi distribuiti (MSmc)	208,0	208,9	95,2	94,4
Ricavi (mln €)	23,9	22,9	10,6	10,6
EBITDA (mln €)	7,6	6,9	3,5	3,3
Investimenti (mln €)	2,8	13,9	1,8	0,9

Nel corso dell'anno 2020 la Business Unit Network e Transportation ha distribuito circa 208 MSmc di gas. I volumi risultano complessivamente in decremento (-0,5%) rispetto all'analogo periodo del 2019, nel quale i dati della società Rete Gas Fidenza S.r.l. sono stati considerati solo successivamente alla data di acquisizione e di consolidamento (1° aprile 2019).

Gli stessi dati (senza però considerare Rete Gas Fidenza), risultano in sensibile decremento rispetto al 2019 (187,3 MSmc nel 2020 a fronte di 197,3 MSmc nel 2019, -5%), a seguito delle più miti temperature registrate nel primo quadrimestre dell'anno 2020 e delle ripercussioni dovute alla pandemia Covid-19 in Italia, con la temporanea chiusura di varie attività produttive e commerciali.

Network: la Business Unit Network opera, al 31 dicembre 2020, direttamente nell'attività di distribuzione gas in 40 Comuni.

Tariffe di distribuzione

Con la delibera n. 570/2019/R/gas l'Autorità ha approvato la metodologia di calcolo delle tariffe di distribuzione per il 5° periodo regolatorio, valido per gli anni dal 2020 al 2025. La B.U., a valle dell'analisi della nuova RTDG che risulta particolarmente impattante in tema di copertura dei costi operativi e di imposizione del recupero di produttività, ha ritenuto opportuno procedere all'impugnazione davanti al giudice amministrativo. Si è svolta, nel mese di ottobre, davanti al Consiglio di Stato l'udienza relativa al ricorso presentato da ARERA avverso la sentenza del TAR Lombardia (aprile 2019) con la quale il giudice di 1° grado ha accolto il ricorso presentato dalla B.U. in merito al recupero di produttività imposto nel 4° periodo regolatori (anni 2014-2019).

Con sentenza 341/2021 del 11/01/2021, il Giudice di secondo grado ha confermato quanto già favorevolmente accolto dal TAR in merito all'imposizione da parte di ARERA di un tasso di recupero di produttività costante anziché decrescente.

La sentenza si pone in linea con le precedenti pronunce della giurisprudenza sulla tematica. In esecuzione della sentenza, il Regolatore dovrà rivedere i tassi di recupero di produttività con conseguente beneficio in termini di VRT riferito agli anni 2014-2019.

Rapporti con Enti Concedenti

In merito ai rapporti concessori, giova evidenziare che, a seguito delle disposizioni dell'art. 24 del Decreto Legislativo 93/11, le gare per l'affidamento del servizio di distribuzione gas sono ammesse solo per Ambito Territoriale (ATEM); pertanto, nelle more della definizione degli aspetti propedeutici la gara d'ambito, i gestori continuano ad erogare il servizio, anche oltre la scadenza naturale e/o ope legis concordata.

Al 31 dicembre 2020 sono stati pubblicati 30 bandi di gara, nessuno dei quali di interesse della Business Unit. I primi bandi e disciplinari (oggetto di numerose impugnazioni al TAR) hanno evidenziato come le procedure ed i meccanismi attuativi adottati per lo svolgimento delle gare risultino complessi e di difficile implementazione.

Tra le poche procedure che hanno visto la presentazione di offerte di gara, si segnala che, nell'ATEM di "Milano 1" la Stazione appaltante ha assegnato l'aggiudicazione provvisoria ad Unareti (gruppo A2A). A valle di ampio contenzioso, (con ricorsi presentati da entrambi i partecipanti), il Consiglio di Stato ha confermato in via definitiva l'aggiudicazione della procedura di gara a favore del gestore uscente Unareti S.p.A..

Negli ATEM di "Torino 2", "Belluno" e "Valle d'Aosta", le relative Stazioni appaltanti hanno provveduto all'aggiudicazione definitiva alla società Italgas Reti S.p.A., risultando così le prime gare d'ambito conclusesi dall'avvio della riforma (2011).

I termini di scadenza per la pubblicazione dei bandi di gara sono stati approvati con il Decreto Legge n. 210/2015 (Milleproroghe 2016, convertito in Legge n. 21/2016) e sono tutti scaduti. Con analogo provvedimento sono state eliminate le possibili sanzioni in capo agli Enti Locali nel caso di ritardo nell'iter di emanazione dei bandi gara.

La B.U. Network continua la propria attività finalizzata alla definizione del valore di rimborso degli impianti e degli ulteriori adempimenti previsti dalla normativa di settore in vista delle future gare d'ambito.

Ambito regolatorio e normativo

In merito all'obbligo di messa in esercizio dei gruppi di misura elettronici, conclusasi con successo la campagna di sostituzione prevista dalla ARERA con Delibera n. 554/2015/R/gas per l'anno 2018 (100% dei gruppi di misura di classe superiori a G6), si segnala che l'Autorità ha aggiornato gli obblighi prevedendo, per le società che gestiscono (al 31/12/2015) tra 50.000 e 100.000 PdR, la sostituzione, entro il 31/12/2023, di una quota pari al 85% dei misuratori tradizionali con smart meters (classe G4 e G6).

Al 31 dicembre 2020 risultano posati circa 32.880 G4-G6 elettronici, pari a circa il 35% del totale.

Investimenti

La Business Unit, al termine dell'anno 2020, ha effettuato investimenti sugli impianti per 2,8 milioni di euro.

Tee

Con riferimento ai certificati di risparmio energetico (TEE), sono stati determinati gli obiettivi specifici di risparmio di energia primaria nell'anno 2020 in capo ai distributori di energia elettrica e di gas naturale soggetti agli obblighi.

Si segnala che il MISE ha approvato il DM 10/5/2018 (pubblicato in Gazzetta Ufficiale n. 158 del 10/7/2018) che aggiorna il DM 11/1/2017: nel DM è stato introdotto un "cap" al riconoscimento massimo del contributo tariffario (250 €/TEE) che, insieme ad ulteriori misure previste, si è posto l'obbiettivo di riequilibrare il mercato e di calmierarne i prezzi, dopo gli elevati livelli registrati nel corso degli anni precedenti. A valle della pubblicazione del citato DM, l'ARERA ha approvato, con l'allegato A alla deliberazione n. 487/2018/R/efr, l'aggiornamento delle regole di calcolo del contributo tariffario. Con sentenza del 28/11/2019 il TAR Lombardia ha accolto il ricorso presentato da ACEA verso il Decreto Ministeriale con specifico riferimento all'introduzione del "cap" di 250 €/TEE, riconoscendo in ARERA il soggetto deputato a definire il valore del contributo tariffario. Con la recente delibera 270/2020, ARERA ha approvato le regole di calcolo del contributo tariffario valide fino all'anno d'obbligo 2020, da cui emerge, in particolare, l'inserimento di un contributo addizionale, incrementativo del valore massimo di 250,00 €/TEE (confermato rispetto alla precedente delibera), stabilito in un importo pari a €/TEE 4,49.

L'obiettivo 2020 per la B.U. Network ammonta a 28.521 TEE, da conseguire entro maggio 2023.

Transportation: la Business Unit, che fa parte del Settore Operativo Network & Transportation, è operativa dal 1° ottobre 2009, esercita l'attività di trasporto regionale in Valtrebbia (PC) mediante 31,4 chilometri di rete in media pressione ed in Valnure (PC), mediante 10,4 chilometri di rete in media pressione, tra l'altro interconnessa ad un giacimento della B.U. E&P del Gruppo.

Al 31 dicembre 2020 sono stati trasportati 10,0 MSmc, in aumento rispetto all'analogo periodo dell'anno 2019 (9,2 MSmc). In merito alla determinazione delle tariffe di trasporto, si evidenzia che con la deliberazione n. 114/2019/R/gas è stata approvata la nuova regolazione valida per gli anni 2020-2023.

Emergenza Covid-19

Nel rispetto dei provvedimenti emanati dalle Autorità la Business Unit, in particolare durante la prima fase dell'anno, ha garantito le sole attività ritenute essenziali mentre sono state sospese tutte le attività di cantiere.

Il personale tecnico destinato a realizzare interventi, ove previsto dalle disposizioni vigenti, è stato dotato dei necessari strumenti di protezione individuale al fine di garantirne la sicurezza.

Le attività di cantiere così come gli interventi ed i servizi presso le utenze, ivi inclusa la sostituzione dei misuratori tradizionali con smart meters, sono riprese progressivamente a decorrere dal 5 maggio 2020 nei termini previsti e consentiti dal D.P.C.M. del 26 aprile 2020 e s.m.i..

Con riferimento ai propri clienti e alla relativa solvibilità, le regole per l'accesso degli utenti al servizio di distribuzione del gas sono stabilite dall'ARERA e sono regolate nel Codice di Rete. Tale Codice definisce, per ciascuna tipologia di servizio, le norme che regolano i diritti e gli obblighi dei soggetti coinvolti nel processo di erogazione dei servizi nonché gli strumenti di mitigazione del rischio di inadempienza da parte dei clienti.

Nell'esercizio in esame sono pervenute alla Business Unit alcune comunicazioni da parte di società di vendita che hanno segnalato la possibilità di ricorrere, per i pagamenti in scadenza nel periodo compreso tra il mese di aprile ed il mese di giugno alle facoltà concesse dalla Delibera n. 116/2020/R/com e s.m.i., qualora ne ricorressero le condizioni.

Considerati gli operatori che hanno fatto ricorso alla facoltà concessa dalla menzionata delibera, la Business Unit non ha rilevato significative conseguenze negative sui relativi incassi e comunque tali da pregiudicare l'equilibrio finanziario della Business Unit. Per le fatture in scadenza nel periodo sopra citato l'incasso medio è stato oltre il 90% del totale.

Inoltre, l'Autorità, con la Delibera n. 248/2020/R/com del 30 giugno 2020, ha previsto il versamento, da parte delle società di vendita, di quanto fatturato dai distributori ed eventualmente non corrisposto nel periodo interessato dalle deroghe in un'unica soluzione o tramite rateizzazione a far data dal mese di settembre e comunque entro la fine del 2020.

In caso di non ottemperanza da parte delle società di vendita, la Business Unit potrà comunque avvalersi delle garanzie prestate dalle controparti così come previsto dal Codice di Rete.

RISORSE UMANE

Di seguito si definisce un quadro delle risorse umane impiegate dal Gruppo mediante alcune tabelle riepilogative:

	2020		2019		Δ
	al 31.12	Media	al 31.12	Media	al 31.12	Media
Dirigenti	4	4,00	4	4,00	0	0,00
Quadri/Impiegati	115	114,42	117	119,00	-2	-4,58
Operai	36	37,75	39	38,33	-3	-0,58
Totale	155	156,17	160	161,33	-5	-5,16

Tab. 1. Composizione del personale per qualifica

Tab. 2. Composizione del personale per genere e per qualifica

	DIRIGENTI	QUADRI	IMPIEGATI	OPERAI	Totale	% per genere
UOMINI	3	10	59	36	108	69,68
DONNE	1	3	43	-	47	30,32
Totale	4	13	102	36	155	100,00
% per qualifica	2,58	8,39	65,80	23,23	100,00

Tab. 3. Distribuzione del personale per BU

		2020	2019	Δ
	HOLDING	39	38	1
ALTRE ATTIVITA'	STORAGE	1	2	-1
	OTHER	1	1	-
E&P		31	36	-5
RETAIL		29	29	-
NETWORK & TRANSPORTATION		54	54	-
Totale		155	160	-5

Nota: il dato relativo Dirigenti comprende una figura che, nell'ambito del Gruppo Gas Plus, ha in essere 2 rapporti di lavoro di tipo part-time al 50%.

Circa il 65% del personale in organico ha meno di 50 anni (di cui il 34% con età compresa tra i 40 e 50 anni).

Come per il passato il Gruppo dedica alle risorse umane molta attenzione sui temi della attività di formazione, sviluppo e valutazione, consapevole dell'importanza di premiare la performance e investire sullo sviluppo delle competenze tecnico-gestionali per fronteggiare le sfide attuali e future,

nonché della necessità di valorizzare, sviluppare e fidelizzare le figure ritenute strategiche, coinvolgendo molteplici livelli gerarchici.

Anche nel 2020 il Gruppo ha continuato ad investire in formazione per il personale a tutti i livelli per un totale di 535 ore (1.577 ore nel 2019). In dettaglio, si tratta di formazione tecnica per consolidare skills tecnico-specialistiche distintive di ciascuna area professionale e per accrescere competenze in materia di Qualità, Sicurezza e Ambiente. La differenza ampia di ore tra il 2019 ed il 2020 è motivata dal fatto che nell'anno 2019 si è provveduto ad effettuare per la maggior parte dei dipendenti del Gruppo l'aggiornamento periodico della formazione in materia di Sicurezza ed Ambiente che ha validità pluriennale e, quindi, non reiterata nel 2020.

Con riferimento alle vertenze connesse al personale di Società Padana Energia S.r.l. reintegrato in Eni e successivamente inviato in distacco presso Società Padana Energia S.r.l. si informa che, con la fine del mese di maggio 2018, sono cessati tutti i distacchi di tali figure fermo restando che la controllata ha depositato - a seguito del ricorso per Cassazione di Eni avverso la sentenza della Corte d'Appello di Bologna relativa al personale di Modena - il proprio controricorso in adesione. Si è ancora in attesa della definizione della lite, pendente davanti alla S.C. di Cassazione.

Restano in ogni caso impregiudicati i diritti di tutte le società interessate del Gruppo nei confronti di ENI in ordine a tale situazione.

In data 25 novembre 2019 è stato notificato a Rete Gas Fidenza S.r.l. e GP Infrastrutture S.r.l. il ricorso ex art. 414 c.p.c. da parte dell'ex dirigente che ricopriva il ruolo di direttore e che, non appena le quote sociali di Rete Gas Fidenza S.r.l. sono state acquisite da GP Infrastrutture S.r.l., è stato licenziato per giusta causa. La controversia è allo stato pendente dinanzi al Tribunale Civile di Parma – Sezione Lavoro. A fronte di tale vertenza è stato costituito un apposito fondo rischi (pari a 247 migliaia di euro) nel bilancio dell'esercizio 2019.

SICUREZZA E AMBIENTE

Sicurezza

Il Gruppo Gas Plus ha posto, come in passato, grande attenzione ai temi della sicurezza e della salute. In particolare, sono stati organizzati corsi di formazione sulla sicurezza coinvolgendo il personale operativo che lavora sugli impianti e nei cantieri, così come il personale di sede, allo scopo di prevenire casi infortunistici e assicurare la massima attenzione alla salvaguardia delle persone e delle cose. Inoltre, gli screening sanitari e gli audit interni continuano a essere parte integrante delle modalità operative del processo di gestione della salute, al fine di assicurare il costante monitoraggio e miglioramento dell'attività stessa. Il personale effettua periodiche analisi e visite mediche specialistiche, seguite dal colloquio con il medico competente. Tutto il personale risulta impiegato in mansioni idonee alle relative funzioni.

Nell'anno 2020 è proseguito il percorso di formazione rivolto ai lavoratori del Gruppo Gas Plus in materia di sicurezza nei luoghi di lavoro, come previsto dalla normativa vigente. Nello specifico, sono stati effettuati i corsi di formazione per i neoassunti e i corsi di aggiornamento e/o mantenimento per i lavoratori che ricoprono figure specifiche nella gestione sicurezza (RSPP, RLS, addetti alle emergenze).

Oltre ai corsi di formazione obbligatori di legge, sono state eseguite sessioni di formazione ed informazione interna, prevalentemente in modalità telematica, trattando argomenti finalizzati alla prevenzione degli infortuni: tali sessioni sono state verbalizzate e custodite presso gli uffici degli RSPP.

Nell'anno 2020, limitandosi a segnalare le più significative, sono state inoltre sviluppate le seguenti attività:

• è stato predisposto apposito protocollo aziendale di Gruppo per la regolamentazione delle misure di contrasto e contenimento della diffusione del virus COVID-19 negli ambienti di lavoro;
• è stato redatto l'addendum al DVR per il rischio biologico (COVID-19);
• circa le disposizioni aziendali relativamente all'emergenza epidemiologica da COVID-19, i lavoratori sono stati informati mediante periodiche e puntuali comunicazioni interne HR e, per il personale operante nei Luoghi di Lavoro della B.U. E&P, tramite l'emissione di appositi ordini di servizio;
• audit e riunioni periodiche di sensibilizzazione presso i siti operativi del Gruppo;

• sessioni di formazione e informazione del personale su tutti i Luoghi di Lavoro di Gas Plus Italiana e Società Padana Energia in produzione;

• aggiornamento dei DSSC per tutti i Luoghi di Lavoro di Gas Plus Italiana e Società Padana Energia inserendo un nuovo modello di valutazione del rischio; sono stati inoltre revisionati/integrati con l'inserimento dei DSS di nuove società;

• sono stati revisionati integralmente con nuovo format i DVR di Società Padana Energia e Gas Plus Italiana;
• è stato revisionato il piano di emergenza degli uffici di Fornovo.

Nel corso dell'anno 2020, nelle Aziende del Gruppo non si sono registrati infortuni.

	2016	2017	2018	2019	2020
N' infortuni
N° giorni assenza	210
Ore lavorate	307.223	270.038	271.073	266.543	240.079
N° lavoratori	181	175	173	161	156
IF.	16,27	0.00	0.00	0.00	0.00
KG.	0.68	0.00	0.00	0.00	0.00
	27,62	0.00	0.00	0.00	0.00

GRUPPO GAS PLUS – ANNO 2020	INDICE DI
ESTRAZIONE DI MINERALI	ELETTRICITÀ, GAS, ACQUA	INTERMEDIAZIONE FINANZIARIA	INCIDENZA n.ro infortuni_ x 1000
GAS PLUS ITALIANA			0,0
SOCIETA' PADANA ENERGIA			0,0
GAS PLUS STORAGE			0,0
	GAS PLUS VENDITE		0,0
	GAS PLUS ENERGIA		0,0
	GP INFRASTRUTTURE		0,0
	RETE GAS FIDENZA		0,0
	GP INFRASTRUTTURE TRASPORTO		0,0
		GAS PLUS	0,0

N.B. Le società Reggente e Gas Plus International Holding non hanno avuto dipendenti nell'anno 2020.

Ambiente

La salvaguardia dell'ambiente è uno dei più importanti criteri guida ai quali Gas Plus si attiene nello svolgimento della propria attività. Viene, quindi, posta particolare cura nell'applicazione di una serie di criteri e di tecniche che ha come obiettivo la prevenzione dei rischi ambientali e sanitari, quali:

• pianificazione delle attività nel rispetto di leggi nazionali e norme internazionali;
• riduzione della produzione di rifiuti, emissioni in atmosfera e rumore;
• caratterizzazione periodica dei rifiuti al fine di individuare le migliori modalità di smaltimento o recupero;
• valutazione e controllo del rischio in termini di impatto sulla popolazione e sull'ambiente;
• pianificazione delle emergenze;
• qualificazione dei contrattisti a garanzia dell'esecuzione e controllo delle attività;
• ripristino delle aree sulla base dei progetti approvati dagli Enti competenti in materia una volta terminate le attività in progetto.

Con specifico riferimento alla B.U. E&P Italia è proseguita nell'anno 2020 l'applicazione delle procedure interne, in particolare della procedura "Gestione delle tematiche ambientali".

In attuazione alle autorizzazioni ambientali e conformemente alla normativa ambientale vigente, è proseguito il monitoraggio delle matrici ambientali interessate dagli impianti, delle emissioni in atmosfera e acustiche, degli scarichi idrici e delle attività di re-iniezione in unità geologica profonda, ove presenti sugli impianti.

Sebbene il Gruppo ritenga che la propria attività sia svolta nel completo rispetto di quanto richiesto dalla normativa ambientale, il rischio di costi e di responsabilità in materia non può essere escluso a priori in quanto insito in ogni attività che interagisce con le matrici ambientali. Allo stato attuale delle conoscenze non è possibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi, anche in considerazione dei seguenti aspetti:

• o la possibilità che emergano contaminazioni derivanti da attività sui siti precedenti a quelle svolte dal Gruppo;
• o la possibilità che sorgano controversie in relazione alle eventuali responsabilità ambientali di altri soggetti ed ai relativi indennizzi.

Il Gruppo Gas Plus ha comunque sostenuto, e prevede che continuerà a sostenere, spese operative nonché investimenti per adempiere a quanto previsto dalla normativa ambientale; inoltre, il Gruppo fa ricorso, in merito a tali rischi, ad un programma significativo di copertura assicurativa.

Come unica specifica tematica dell'anno 2020, è stato notificato agli interessati, ciascuno nell'ambito delle proprie funzioni, un avviso di chiusura delle indagini preliminari per una contestazione, prospettata quale asserita omessa bonifica, in relazione a un procedimento amministrativo di carattere ambientale riguardante un'area pozzo non in esercizio attualmente di competenza della B.U. E&P Italia; il procedimento amministrativo risulta essere stato avviato già dal precedente titolare della relativa concessione mineraria e le interlocuzioni con le competenti autorità amministrative volte a definire la necessità e, eventualmente, la natura delle attività di messa in sicurezza e/o bonifica sono ancora in corso.

Al fine di dimostrare la correttezza dell'operato sono state assunte, anche con l'ausilio di specifici esperti tecnici, le iniziative legali necessarie a confutare la contestazione ricevuta. Nel corso del corrente anno, a seguito dell'esercizio dell'azione penale, si celebrerà il conseguente processo di primo grado, la cui prima udienza, fissata per il giorno 22 marzo 2021, è stata rinviata al 5 luglio 2021.

Prospetto di riconciliazione del risultato del periodo e del patrimonio netto consolidato

Qui di seguito si riporta il prospetto di raccordo tra il risultato del periodo ed il patrimonio netto della società capogruppo Gas Plus S.p.A. e il risultato del periodo ed il patrimonio netto consolidato.

	Patrimonio	Risultato di	Variazione	Patrimonio
(migliaia di Euro)	Netto	periodo	riserve	Netto
	2019	2020	2020	2020
Bilancio civilistico IFRS - Gas Plus S.p.A.	211.798	(47.545)	(44)	164.209
- Contributo al Gruppo delle società controllate	800	(30.970)	(568)	(30.738)
- elisione dividendi infragruppo dell'anno	-	(8.028)	-	(8.028)
- Eliminazione svalutazione partecipazioni in società del gruppo dell'anno	-	52.321	-	52.321
Bilancio consolidato IFRS - Gruppo Gas Plus al netto delle minoranze	212.598	(34.222)	(612)	177.764
Interessi di terzi	174	-	(5)	169
Bilancio consolidato IFRS - Gruppo Gas Plus	212.772	(34.222)	(617)	177.933

COMMENTO AI RISULTATI CONSOLIDATI

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO

Importi in migliaia di euro

	31/12/2020	31/12/2019
Ricavi		84.770
	67.762
Altri ricavi e proventi	7.726	8.774
TOTALE	75.488	93.544
Costi per materie prime e materiali di consumo	(21.290)	(28.125)
Costi per servizi e altri	(35.649)	(33.701)
Costo del personale	(8.499)	(9.938)
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)	10.050	21.780
Ammortamenti	(18.215)	(19.265)
Svalutazioni	(99.536)	-
EBIT	(107.701)	2.515
(Oneri) e Proventi diversi	242	2.051
RISULTATO OPERATIVO	(107.459)	4.566
Proventi finanziari	249	68
Oneri finanziari	(6.016)	(5.596)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	(113.226)	(962)
Imposte sul reddito	79.004	344
RISULTATO NETTO DEL PERIODO	(34.222)	(618)
Attribuibile a:
Gruppo	(34.222)	(623)
Terzi	-	5

Sotto il profilo dell'andamento dell'attività operativa l'esercizio 2020 ha risentito della forte riduzione della marginalità in ambito E&P determinata dall'eccezionale flessione degli scenari energetici nel corso dell'anno e dall'impatto di alcune disposizioni normative che hanno ulteriormente aumentato l'entità delle corresponsioni a favore dello Stato. Sul risultato netto dell'esercizio hanno poi inciso gli esiti dei test di impairment effettuati sempre in ambito E&P a

seguito delle valutazioni condotte sulle linee di indirizzo alla transizione energetica esposte nel documento Pitesai e sul recente andamento degli scenari energetici e sulla loro prevedibile evoluzione nel medio lungo termine.

I ricavi sono stati infatti in forte calo passando da 93.544 migliaia di euro del 2019 a 75.488 migliaia di euro del 2020 (circa -20%). Si ricorda che i ricavi riguardano prevalentemente l'attività di vendita di gas metano, petrolio e condensati provenienti dai giacimenti del Gruppo e la vendita di gas metano al dettaglio, poiché l'attività di distribuzione e trasporto gas metano è tuttora svolta soprattutto a favore di altre società del Gruppo, con la conseguente elisione delle relative componenti economiche a livello di bilancio consolidato, mentre l'attività di stoccaggio si trova ancora in una fase di start-up.

Nell'ambito di questa voce i ricavi dell'attività di vendita del gas metano proveniente dai giacimenti del Gruppo sono stati in forte diminuzione (13.843 migliaia di euro contro 20.293 migliaia di euro del 2019) sia per il peggioramento degli scenari energetici sia per il calo delle produzioni. Per le medesime ragioni sono stati invece in calo anche i ricavi per la vendita di petrolio e condensati, passati da 10.380 migliaia di euro del 2019 a 5.533 migliaia di euro del 2020.

Una simile riduzione hanno avuto i ricavi gas da clienti finali (32.938 migliaia di euro contro 41.246 migliaia di euro del 2019). Anche sull'andamento di tale voce ha inciso in particolar modo la forte riduzione degli scenari energetici.

Sono stati invece in crescita i ricavi per l'attività di distribuzione e trasporto gas metano (8.967 migliaia di euro del 2020 contro 8.340 migliaia di euro del 2019), esposti al netto naturalmente della componente infragruppo, a seguito dell'aumento del perimetro di attività e del contributo, per l'intero anno, dell'attività di distribuzione gas nel comune di Fidenza, acquisita a fine marzo 2019.

La voce altri ricavi e proventi ha raggiunto l'importo di 7.726 migliaia di euro contro 8.774 migliaia di euro del 2019. Nel 2019 tale voce aveva però recepito componenti positive non ricorrenti dell'area E&P per 1.120 migliaia di euro (dovute al rimborso di costi addebitati in precedenti esercizi nell'ambito di concessioni di coltivazione gas in cui il Gruppo non riveste il ruolo di operatore) e dell'area Retail per 1.611 migliaia di euro (dovute alle componenti economiche riconosciute ai sensi Delibera 32/2019/R/Gas del 29 gennaio 2019).

Le restanti componenti della voce in esame sono costituite dalle royalties sull'attività di estrazione gas, dai contributi di allacciamento e dai servizi ad utenti gas e dai ricavi derivanti dall'acquisizione dei certificati di risparmio energetico (TEE), quest'ultimi, in particolare, in sensibile

aumento (+971 migliaia di euro) rispetto al 2019 per il maggior contributo complessivamente previsto dall'Autorità in termini di maggior numero di titoli da consegnare.

Dal lato dei costi, sono stati in riduzione per 6.835 migliaia di euro i costi per materie prime e materiali di consumo, passati da 28.125 migliaia di euro del 2019 a 21.290 migliaia di euro del 2020. In questo ambito si è registrata la riduzione dei costi d'acquisto della principale materia prima, il gas metano (15.640 migliaia di euro contro 23.222 migliaia di euro del 2019) per l'andamento degli scenari energetici e, in linea con l'andamento dei connessi ricavi, l'aumento di quelli per l'acquisto dei certificati di risparmio energetico (TEE) (4.417 migliaia di euro contro 3.464 migliaia di euro del 2019).

Un opposto andamento ha invece registrato la voce costi per servizi ed altri, che ha raggiunto l'importo di 35.649 migliaia di euro contro 33.701 migliaia di euro dell'esercizio precedente a causa dell'aumento delle royalties gravanti sulle produzioni di idrocarburi.

Nel bilancio 2020 quest'ultima componente ha registrato infatti un aumento di 3.888 migliaia di euro rispetto al 2019 per effetto della Legge di Bilancio 2020 (Legge 27/12/2019 n. 160 pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 30/12/2019) che ha introdotto nuove modalità di determinazione del relativo importo dovuto sulle produzioni di idrocarburi.

A tale proposito il Gruppo, pur ritenendo le nuove disposizioni relative alle royalties applicabili alle produzioni di idrocarburi realizzate a decorrere dall'anno 2020, in presenza di dubbi interpretativi sul testo del nuovo comma 7-bis dell'art. 19 del D. Lgs n. 625/96 come modificato dalla stessa Legge di Bilancio 2020 e in assenza di specifici chiarimenti in merito, ha ritenuto di stanziare e corrispondere in questo esercizio anche l'importo delle maggiori royalties eventualmente gravanti sulle produzioni relative all'anno 2019 (pari a 2.435 migliaia di euro).

Nell'ambito dei costi per servizi ed altri sono risultati in linea con il dato del 2019 gli oneri, comprensivi delle componenti non finanziarie delle cessioni periodiche della cartolarizzazione, per perdite su crediti (da 427 migliaia di euro del 2019 a 433 migliaia di euro del 2020).

I costi del personale sono stati pari a 8.499 migliaia di euro contro 9.938 migliaia di euro del 2019 e sono diminuiti di 1.439 migliaia di euro rispetto al precedente esercizio anche per effetto della riduzione dell'organico. Il dato del 2019 recepiva tuttavia gli oneri per il premio straordinario facente parte della politica di remunerazione in atto nel suddetto esercizio.

Per effetto di quanto sopra l'EBITDA è risultato in forte calo ed è passato da 21.780 migliaia di euro del 2019 a 10.050 migliaia di euro del 2020.

Una riduzione ancora più rilevante ha invece registrato l'EBIT che ha assunto un valore

negativo pari a 107.701 migliaia di euro rispetto ad un valore positivo di 2.515 migliaia di euro del 2019 a causa degli esiti dei test di impairment effettuati sugli asset E&P.

Come già anticipato, il Gruppo ha infatti individuato indicatori di impairment dell'area E&P Italia nell'evoluzione del quadro normativo avviata con il D. Lgs 135 del 14.12.2018 e proseguita con la presentazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico, in applicazione delle citata legge in data 11 febbraio 2021, del documento in consultazione "Piano per la Transizione Energetica Sostenibile" delle Aree Idonee (PITESAI)", che è poi stato pubblicato sul sito del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (oggi Ministero della Transizione Ecologica), nel quadro economico generale e nel prevedibile andamento dei prezzi nel lungo periodo, nonché nella revisione negativa di sfruttamento di determinate riserve. A seguito dell'effettuazione dei test di impairment sugli asset relativi a tale area sono infatti state effettuate svalutazioni per 99.536 migliaia di euro. Per maggiori dettagli si rinvia a quanto esposto nelle note esplicative al bilancio consolidato.

Gli ammortamenti sono stati invece in lieve calo rispetto al dato del 2019 (18.215 migliaia di euro contro 19.265 migliaia di euro) anche se con un andamento differente tra i vari settori di attività. In ambito E&P si sono ridotti gli ammortamenti delle attività di sviluppo per l'andamento delle produzioni, mentre, in ambito Network, sono complessivamente aumentati per effetto dell'acquisizione degli impianti di distribuzione del comune di Fidenza i cui dati sono consolidati per l'intero anno a decorrere dall'esercizio in esame.

Una conseguente riduzione si è registrata anche a livello di risultato operativo (-107.459 migliaia di euro contro +4.566 migliaia di euro del 2019). La riduzione è maggiore in valore assoluto in quanto il risultato del 2019 aveva potuto beneficiare dell'effetto della vendita della quota di interesse del 5% nel progetto Midia in Romania per un corrispettivo differito il cui valore attualizzato è attualmente pari a 1.957 migliaia di euro. A differenza del 2019 il risultato operativo non sconta oneri diversi (117 migliaia di euro nell'esercizio precedente).

E' stato in lieve aumento il saldo negativo della gestione finanziaria, che ha raggiunto l'importo di 5.767 migliaia di euro contro 5.528 migliaia di euro del 2019 a seguito del maggior utilizzo delle linee di credito disponibili.

In quest'ambito sono stati in aumento gli interessi passivi sulle linee a medio lungo termine (1.689 migliaia di euro contro 1.056 migliaia di euro del 2019), mentre in riduzione quelli sulle linee a breve termine (369 migliaia di euro contro 411 migliaia di euro del 2019). In aumento sono risultati gli oneri su prodotti derivati (76 migliaia di euro contro oneri per 43 migliaia di euro del 2019) e le

commissioni su finanziamenti (842 migliaia di euro contro 689 migliaia di euro del 2019).

Sono stati invece in calo rispetto al 2019 gli oneri per attualizzazione fondi (2.824 migliaia di euro contro 3.028 migliaia di euro del 2019) per effetto della progressiva riduzione dei relativi tassi, dato l'andamento del mercato.

I proventi finanziari, rimasti di ridotta entità, sono comunque stati in lieve crescita (249 migliaia di euro contro 68 migliaia di euro del 2019).

Le imposte sul reddito, correnti, differite e anticipate hanno presentato un saldo positivo complessivamente pari a 79.004 migliaia di euro contro un saldo positivo pari a 344 migliaia di euro del 2019.

L'entità delle imposte risente della decisione di procedere al riallineamento tra valori civilistici e fiscali di alcune immobilizzazioni immateriali e materiali iscritte nei bilanci di alcune società del Gruppo (come previsto dall'art. 110 del D.L. 104/2020, tramite il richiamo all'art. 14 della legge 442/2000).

Oggetto di riallineamento sono state in particolare le immobilizzazioni costituite dalle "concessioni di coltivazione di idrocarburi", che rappresentano il valore delle riserve gas, conferite a suo tempo al Gruppo in regime di neutralità fiscale, e quelle costituite dagli impianti di distribuzione gas metano.

Il riallineamento è stato effettuato relativamente alle immobilizzazioni esistenti al 31.12.2019 ma sui relativi valori al 31.12.2020, dopo aver calcolato gli ammortamenti e le eventuali svalutazioni dell'esercizio.

Il riallineamento ha previsto lo stanziamento dell'imposta sostitutiva del 3% pari al 6.049 migliaia di euro (da pagarsi in tre rati costanti a partire dall'anno 2021) e il rilascio delle imposte differite per 54.911 migliaia di euro.

In sede di approvazione dei relativi progetti di bilancio saranno vincolate riserve in sospensione d'imposta per l'importo dell'affrancamento effettuato al netto dell'imposta sostitutiva. Le società del Gruppo che hanno proceduto al riallineamento hanno ritenuto di non procedere anche all'affrancamento di tali riserve in quanto non è ragionevolmente prevedibile la loro distribuzione, essendo per lo più oggetto di vincolo riserve di capitale ed essendo previsto nei prossimi esercizi il conseguimento di risultati positivi da destinare eventualmente a dividendi.

Gli effetti del riallineamento sono stati recepiti nel bilancio 2020 e i maggiori ammortamenti sui valori riallineati avranno valenza fiscale a partire dal 2021.

Le salutazioni effettuate a seguito dei test di impairment hanno invece determinato il rilascio di imposte differite e la rilevazione di imposte anticipate con un saldo positivo netto di 26.629 migliaia di euro.

L'esercizio 2020 si è chiuso infine con una perdita di 34.222 migliaia di euro contro una perdita di 618 migliaia di euro del 2019.

STATO PATRIMONIALE SINTETICO RICLASSIFICATO

Importi in migliaia di euro

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Capitale immobilizzato
Immobilizzazioni immateriali	254.160	333.676
Immobilizzazioni materiali	104.799	116.401
Altre attività e passività non correnti	1.722	4.257
Totale	360.681	454.334
Capitale circolante netto
Rimanenze	3.160	3.518
Crediti commerciali	24.062	25.888
Debiti commerciali	(25.622)	(23.689)
Altri debiti e crediti di circolante	5.625	604
Totale	7.225	6.321
Fondi rischi per oneri e imposte differite nette	(98.984)	(176.821)
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato	(5.055)	(5.036)
Capitale investito netto	263.867	278.798
Patrimonio netto	177.933	212.772
Posizione finanziaria netta	85.934	66.026
Coperture	263.867	278.798

La situazione patrimoniale consolidata del Gruppo presenta un capitale investito netto in calo rispetto al dato del precedente esercizio (263.867 migliaia di euro contro 278.798 migliaia di euro del 31 dicembre 2019) per effetto, in particolare, delle svalutazioni degli asset della B.U. E&P Italia a seguito dell'effettuazione dei test di impairment. Per maggiori dettagli si rimanda alle note esplicative del bilancio consolidato.

Il capitale immobilizzato risulta infatti pari a 360.681 migliaia di euro contro 454.334 migliaia di euro del 2019 e registra un decremento complessivo di 93.653 migliaia di euro.

Nell'ambito di questa voce le immobilizzazioni immateriali sono pari a 254.160 migliaia di euro e si riducono complessivamente di 79.516 migliaia di euro rispetto al dato di fine 2019, mentre

le immobilizzazioni materiali sono pari a 104.799 migliaia di euro e si riducono di 11.602 migliaia di euro. La riduzione complessiva delle immobilizzazioni materiali ed immateriali (91.118 migliaia di euro) è determinata dal saldo tra gli incrementi netti (26.633 migliaia di euro) e gli ammortamenti (18.215 migliaia di euro) e le svalutazioni (99.536 migliaia di euro) effettuate nell'esercizio.

Il saldo tra le altre attività e passività non correnti è risultato in calo e pari a 1.722 migliaia di euro contro 4.257 migliaia di euro del 2019. Tale aggregato comprende la partecipazione in Serenissima Gas S.p.A. (5.961 migliaia di euro), il credito non corrente per la cessione della quota del 5% nel progetto Midia (1.957 migliaia di euro), il debito non corrente dell'imposta sostitutiva sul riallineamento fiscale (4.032 migliaia di euro) e depositi cauzionali attivi (200 migliaia di euro) e passivi (2.741 migliaia di euro). In questo ambito si registra l'incremento del valore di carico della partecipazione in Serenissima Gas (+1.682 migliaia di euro) a seguito dell'aggiornamento dei parametri di valutazione e la rilevazione del debito per l'imposta sostitutiva (4.032 migliaia di euro).

Il capitale circolante netto presenta un saldo positivo di 7.225 migliaia di euro contro un saldo positivo di 6.321 migliaia di euro di fine 2019.

Al suo interno sono in calo rispetto al valore di fine 2019 le rimanenze (3.160 migliaia di euro contro 3.518 migliaia di euro del 2019) per le minori giacenze di petrolio a fine esercizio ed i crediti commerciali (24.062 migliaia di euro contro 25.888 migliaia di euro), dovuta in parte all'andamento delle produzioni e dei consumi e in parte a quello degli scenari energetici. Sono invece in aumento i debiti commerciali (25.622 migliaia di euro contro 23.689 migliaia di euro).

Il saldo tra gli altri debiti e crediti del circolante è di segno positivo e in forte crescita (+5.625 migliaia di euro contro +604 migliaia di euro di fine 2019). Tale voce è costituita prevalentemente da crediti e debiti di natura tributaria (imposte dirette e indirette, royalties) e nei confronti di enti pubblici quali la CSEA e risente del differente periodo di liquidazione degli stessi nel corso dell'anno. In questo ambito, in particolare, si registra un sensibile aumento dei crediti per contributi sui titoli di efficienza energetica – TEE (+3.041 migliaia di euro) e per Iva (+848 migliaia di euro), oltreché delle partite nette a favore del Gruppo nei confronti dei partner delle Joint Venture E&P (+4.407 migliaia di euro). Lato debiti sono stati in aumento i debiti per royalty (+1.372 migliaia di euro).

I fondi per rischi ed oneri, le cui principali componenti sono costituite dal fondo smantellamento e ripristino siti e dal fondo imposte differite nette, presentano una riduzione di 77.837 migliaia di euro rispetto all'importo del precedente esercizio (98.984 migliaia di euro contro 176.821 migliaia di euro del 2019).

In questo ambito, in particolare, si riducono in misura rilevante le imposte differite nette, che risultano pari a –30.096 migliaia di euro contro 53.716 migliaia di euro alla fine del precedente esercizio per effetto delle svalutazioni effettuate nell'esercizio e del riallineamento tra i valori civilistici e valori fiscali di alcune immobilizzazioni (con un effetto complessivo a conto economico di 81.540 migliaia di euro).

Il fondo smantellamento e ripristino siti risulta invece pari a 123.309 migliaia di euro contro 117.908 migliaia di euro del precedente esercizio e si incrementa a fronte delle variazioni dei parametri di stima e degli oneri di attualizzazione dell'esercizio i cui importi sono stati superiori agli utilizzi dell'esercizio.

Il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato ammonta a 5.055 migliaia di euro (5.036 migliaia di euro nel 2019) e non si discosta sostanzialmente dal dato del 2019.

L'indebitamento finanziario netto ammonta a 85.934 migliaia di euro contro 66.026 migliaia di euro di fine 2019 e risulta in aumento per gli investimenti dell'esercizio. Si ricorda, in ogni caso, che il livello dell'indebitamento risente anche degli effetti dell'applicazione del principio contabile IFRS 16 che ha determinato l'iscrizione di passività finanziarie per circa 4.919 migliaia di euro, in riduzione di 571 migliaia di euro rispetto al dato di fine 2019.

Nell'ambito dell'indebitamento finanziario netto, si registra una forte riduzione della liquidità che passa da 11.916 migliaia di euro a 4.569 migliaia di euro del 2020 per gli investimenti dell'esercizio (oltre 20 milioni di euro) e per il minor cash flow delle attività E&P a causa dell'andamento degli scenari energetici.

Aumenta invece l'indebitamento finanziario corrente che passa da 27.482 migliaia di euro a 35.462 migliaia di euro e l'indebitamento finanziario non corrente che passa da 52.291 migliaia di euro a 55.270 migliaia di euro per il maggior utilizzo delle linee disponibili.

L'indebitamento finanziario netto resta tuttora a livelli contenuti anche a causa dello slittamento temporale di alcuni investimenti ma è destinato ad aumentare con il loro progredire.

Per quanto concerne la struttura finanziaria si segnala infine che, nel corso del terzo trimestre dell'anno, il Gruppo ha ottenuto dalle proprie banche finanziatrici (Intesa Sanpaolo e Banco BPM) una modifica degli attuali contratti di finanziamento che ha previsto di non rilevare i parametri finanziari (covenant) per l'anno 2020 e di aumentare il relativo livello nell'anno successivo.

Nel mese di novembre è stata inoltre effettuata la prima erogazione del finanziamento assunto per lo sviluppo delle attività in Romania (4,2 milioni di euro in quota Gas Plus). Come già anticipato,

anche a fronte di una riduzione dei costi dell'investimento, l'importo complessivo della linea è stato ridotto da 200 milioni di euro a 185 milioni di euro. A fine esercizio l'importo residuo della linea utilizzabile da Gas Plus ammonta pertanto a 14,3 milioni di euro.

Dopo la chiusura dell'esercizio alcune società del Gruppo hanno inoltre potuto accedere ad ulteriori finanziamenti per complessivi 20 milioni di euro sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (decreto legge 8 aprile 2020), convertito in legge (Legge n. 40 del 5 giugno 2020).

Il patrimonio netto ammonta a 177.933 migliaia di euro (212.772 migliaia di euro al 31 dicembre 2019) e presenta un decremento di 34.839 migliaia di euro rispetto alla fine del precedente esercizio dovuto alla perdita conseguita nell'esercizio, alle variazioni di fair value dei derivati di copertura contabilizzate in hedge accounting, alla variazione del valore di carico della partecipata Serenissima Gas e alla variazione della riserva di conversione cambi.

Nonostante il risultato negativo e le svalutazioni effettuate nell'esercizio il Gruppo conserva una consistente patrimonializzazione con un rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto che si mantiene su livelli ancora contenuti (0,48), pur essendo in crescita rispetto al dato di fine 2019.

ANDAMENTO DELLA CAPOGRUPPO

DATI DI SINTESI

Importi in migliaia di euro

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019	Variazione %
Ricavi da vendite	3.862	4.237	(8,9%)
Costi Operativi	(5.909)	(6.261)	(5,6%)
EBITDA	(2.047)	(2.024)	(1,2%)
EBIT	(2.377)	(2.350)	(1,1%)
Risultato operativo	(46.671)	(1.511)	(2.988,7%)
Risultato prima delle imposte	(48.876)	(2.620)	(1.765,5%)
Risultato netto	(47.545)	(1.402)	(3.291,7%)
Utile per azione	(1,09)	(0,03)	(3.533,3%)
Costi del personale	(3.057)	(3.775)	(19,0%)
Numero di dipendenti	39	40	(2,5%)
	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019	Variazione %
Indebitamento netto	134.872	133.200	1,3%
Patrimonio netto	164.209	211.798	(22,5%)
Attivo immobilizzato	300.178	345.390	(13,1%)

Il numero medio ponderato delle azioni (n./000) è nel 2020 e nel 2019 pari a 43.573 (azioni senza valore nominale).

Gas Plus S.p.A.
Sede legale	Milano, Viale Enrico Forlanini 17
Sedi secondarie	Porzano di Leno (BS),Via Copernico 13
	Fornovo di Taro (PR), Via Nazionale 2

COMMENTO AI RISULTATI DELLA CAPOGRUPPO

Conto economico

Importi in migliaia di Euro	31/12/2020	31/12/2019
Ricavi	3.844	4.198
Altri ricavi e proventi	18	39
Totale Ricavi	3.862	4.237
Costi per materie prime e materiali di consumo	(24)	(26)
Costi per servizi e altri	(2.828)	(2.459)
Costo del personale	(3.057)	(3.775)
(Oneri) e Proventi diversi	(44.294)	839
Ammortamenti	(330)	(326)
RISULTATO OPERATIVO	(46.671)	(1.511)
Proventi finanziari	2.638	3.360
Oneri finanziari	(4.843)	(4.469)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	(48.876)	(2.620)
Imposte sul reddito	1.331	1.218
RISULTATO DEL PERIODO	(47.545)	(1.402)
Utile per azione base (importi in Euro)	(1,09)	(0,03)
Utile per azione diluito (importi in Euro)	(1,09)	(0,03)

I ricavi dell'esercizio derivano prevalentemente dalle prestazioni di servizi a favore delle società controllate. Gas Plus S.p.A. fornisce infatti servizi alle proprie controllate nelle aree amministrazione e tesoreria, societario e legale, sistemi informativi, acquisti e risorse umane.

Nell'esercizio 2020, tale attività ha determinato complessivamente ricavi per 3.844 migliaia di euro (4.198 migliaia di euro nel 2019), di cui 3.838 migliaia di euro (4.192 migliaia di euro nel 2019) per prestazioni di servizi a favore di società controllate e 6 migliaia di euro (come nell'esercizio precedente) per prestazioni di servizi a favore di società correlate.

Alla formazione dei ricavi dell'esercizio hanno poi concorso altri ricavi e proventi per 18 migliaia di euro (39 migliaia di euro nel 2019) costituiti da contributi in conto esercizio e sopravvenienze attive.

Ai fini dell'erogazione dei servizi alle controllate, la Società ha sostenuto costi per acquisti pari a 24 migliaia di euro (26 migliaia di euro nel 2019) e costi per servizi e altri pari a 2.828 migliaia di euro (2.459 migliaia di euro nel 2019).

I costi del personale sono stati in forte calo (3.057 migliaia di euro contro 3.775 migliaia di euro nel 2019) anche a seguito delle variazioni dell'organico. Il dato del 2019 recepiva tuttavia gli

oneri per il premio straordinario facente parte della politica di remunerazione in atto nel corrente anno.

A differenza del 2019 gli oneri e proventi diversi, hanno registrato un saldo negativo pari a 44.294 migliaia di euro (+839 migliaia di euro nel 2019) con un decremento di 45.133 migliaia di euro rispetto al suddetto esercizio. I proventi diversi sono costituiti esclusivamente dai dividendi percepiti dalle società controllate, in particolare da quelli erogati da GP Infrastrutture (5.000 migliaia di euro nel 2020 e 4.000 migliaia di euro nel 2019), Gas Plus Energia (28 migliaia di euro nel 2020 e 30 migliaia di euro nel 2019) e Gas Plus Vendite (3.000 migliaia di euro nel 2020 e 1.000 migliaia di euro nel 2019). Gli oneri diversi sono invece costituiti dalle svalutazioni delle partecipazioni in Gas Plus Storage e Gas Plus Netherlands B.V. (321 migliaia di euro) a seguito delle perdite conseguite nell'esercizio e in Gas Plus Italiana (52.000 migliaia di euro) per riflettere la perdita emersa dalla verifica del valore recuperabile della partecipazione (test di impairment).

E' stato in aumento il saldo negativo tra proventi ed oneri finanziari (2.206 migliaia di euro del 2020 contro 1.109 migliaia di euro dell'esercizio precedente) sostanzialmente per la riduzione dei proventi finanziari. Quest'ultimi sono infatti risultati pari a 2.637 migliaia di euro contro 3.360 migliaia di euro del 2019 e la loro principale componente restano i proventi finanziari su strumenti derivati per 2.607 migliaia di euro (2.683 migliaia di euro nel 2019). A differenza del precedente esercizio la Società ha non rilevato sostanzialmente interessi attivi dai rapporti di cash pooling con le società controllate (14 migliaia di euro contro 676 migliaia di euro) per la loro minore esposizione nei confronti della capogruppo, tra cui, in particolare, da parte di Idrocarburi Italiana.

In lieve aumento sono stati invece gli oneri finanziari che sono passati da 4.469 migliaia di euro a 4.843 migliaia di euro. In questo ambito sono stati pressoché in linea con il dato 2019 gli oneri su derivati (da 2.714 migliaia di euro del 2019 a 2.683 migliaia di euro del 2020), mentre hanno registrato un aumento gli interessi su linee a medio e lungo termine (da 1.056 migliaia di euro del 2019 a 1.689 migliaia di euro del 2020) e quelli su linee a breve (da 122 migliaia di euro a 139 migliaia di euro) per l'aumento dell'utilizzo delle linee disponibili. Sono state in calo le relative commissioni (da 541 migliaia di euro a 297 migliaia di euro) che, nel 2019, scontavano gli effetti della revisione dei contratti di finanziamento.

Dopo imposte sul reddito con un saldo positivo di 1.331 migliaia di euro (saldo positivo di 1.218 migliaia di euro nel 2019) l'esercizio 2020 si è chiuso con una perdita di 47.545 migliaia di euro contro una perdita di 1.402 migliaia di euro dell'esercizio precedente.

Stato patrimoniale riclassificato

Importi in migliaia di euro

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Capitale immobilizzato
Immobilizzazioni immateriali	138	120
Immobilizzazioni materiali	1.310	1.455
Immobilizzazioni finanziarie	298.632	343.736
Imposte anticipate nette	98	79
Totale	300.178	345.390
Capitale di esercizio netto
Attività di esercizio	5.055	5.738
Passività di esercizio	(4.976)	(4.977)
Totale	79	762
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato	(1.176)	(1.153)
Fondi rischi per oneri	-	-
Capitale investito netto	299.081	344.998
Patrimonio netto	164.209	211.798
Indebitamento (disponibilità) finanziario netto	134.872	133.200
Coperture	299.081	344.998

La situazione patrimoniale della Società presenta un capitale investito netto in sensibile calo rispetto a quello risultante al termine del precedente esercizio (299.081 migliaia di euro contro 344.998 migliaia di euro del 2019).

Il capitale immobilizzato ammonta a 300.178 migliaia di euro (345.390 migliaia di euro nel 2019) e presenta una riduzione complessiva di 45.212 migliaia di euro rispetto al 2019.

Le immobilizzazioni immateriali, al netto dei relativi ammortamenti, ammontano a 138 migliaia di euro (120 migliaia di euro nel 2019) e presentano un incremento netto di 18 migliaia di euro rispetto al precedente esercizio.

Le immobilizzazioni materiali, al netto dei relativi ammortamenti, ammontano a 1.310 migliaia di euro (1.455 migliaia di euro nel 2019) e presentano un decremento di 145 migliaia di euro rispetto ai valori del precedente esercizio. L'importo comprende gli effetti dell'applicazione del principio contabile IFRS 16 che ha sostituito il principio IAS 17 e modificato le modalità di contabilizzazione dei leasing per i conduttori che noleggiano o affittano una specifica attività, portando all'iscrizione di diritto d'uso pari a 1.202 migliaia di euro al netto delle variazioni del periodo.

Le immobilizzazioni finanziarie, pari a 298.632 migliaia di euro, sono costituite dalle partecipazioni in società controllate e presentano un netto decremento netto di 45.104 migliaia di euro. Si incrementano per effetto dei versamenti soci in conto capitale a favore della controllata Gas Plus International Holding S.r.l. (7.000 migliaia di euro) e della controllata Gas Plus Netherlands B.V. (200 migliaia di euro). Si decrementano a seguito della svalutazione delle partecipazioni in Gas Plus Storage S.r.l. (142 migliaia di euro) e in Gas Plus Netherlands B.V. (180 migliaia di euro) a seguito delle perdite conseguite nell'esercizio e in Gas Plus Italiana S.r.l. (52.000 migliaia di euro) per riflettere la perdita emersa dalla verifica del valore recuperabile della partecipazione (test di impairment).

Risulta in lieve aumento il saldo delle imposte anticipate (al netto delle differite), che ammonta a 98 migliaia di euro contro un saldo di 79 migliaia di euro del precedente esercizio.

Il capitale circolante netto presenta un saldo positivo in calo rispetto al precedente esercizio (79 migliaia di euro contro 762 migliaia di euro del 2019). In quest'ambito le attività sono passate da 5.738 migliaia di euro a 5.055 migliaia di euro mentre le passività sono rimaste in linea al 2019 passando da 4.977 migliaia di euro a 4.976 migliaia di euro.

Il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato non si discosta sostanzialmente dal dato del precedente esercizio (1.176 migliaia di euro contro 1.153 migliaia di euro del 2019).

Non sono iscritti a bilancio fondi per rischi e oneri.

Il patrimonio netto ammonta a 164.209 migliaia di euro (211.798 migliaia di euro nel 2019) e presenta un decremento di 47.589 migliaia di euro sostanzialmente per effetto della perdita conseguita nell'esercizio dovuta alla svalutazione della partecipazione in Gas Plus Italiana S.r.l.. Per maggiori dettagli sulle variazioni del patrimonio si rimanda a quanto esposto nella nota integrativa.

L'indebitamento finanziario netto a fine esercizio ammonta a 134.872 migliaia di euro (rispetto a 133.200 migliaia di euro del 2019) e risulta in lieve crescita rispetto al precedente esercizio. In questo ambito le disponibilità liquide sono risultate in calo e pari a 905 migliaia di euro contro 3.105 migliaia di euro del 2019, mentre l'indebitamento in lieve calo (135.777 migliaia di euro contro 136.305).

L'indebitamento comprende il finanziamento a medio lungo termine del valore nominale residuo di 43 milioni di euro, il finanziamento "capex" per 17,4 milioni di euro (linea disponibile ancora da utilizzare per 37,6 milioni di euro) ed il finanziamento "revolving" per 20 milioni di euro. Il restante importo è costituito dai rapporti di finanziamento a breve termine con le controllate e, in particolare, dai saldi delle operazioni di cash pooling tra Gas Plus S.p.A. e le sue controllate (55.520 migliaia di euro contro 64.721 migliaia di euro del 2019) in calo rispetto al 2019.

Per maggiori dettagli sulle variazioni dell'indebitamento finanziario netto si rimanda a quanto esposto nella nota integrativa.

RAPPORTI TRA LA CAPOGRUPPO E LE PRINCIPALI SOCIETA' CONTROLLATE

Le società controllate operano prevalentemente nel settore del gas naturale e svolgono le attività di estrazione, distribuzione e vendita di gas naturale a clienti grossisti e finali.

Gas Plus S.p.A. esercita nei confronti di tali società l'attività di controllo e coordinamento ai sensi dell'art. 2497 e seguenti del Codice Civile e fornisce loro servizi principalmente nelle aree amministrazione, tesoreria, societario e legale, risorse umane, acquisti e sistemi informativi.

Per quanto concerne i principali rapporti di natura finanziaria con le società controllate si segnala che il Gruppo Gas Plus S.p.A. (tramite la società controllante) utilizza un sistema di cash pooling, finalizzato ad una gestione centralizzata della relativa tesoreria.

L'operatività delle società controllate estere del Gruppo, attive nel settore E&P, viene finanziata, a partire dall'esercizio 2019, tramite la controllata Gas Plus International Holding S.r.l. tramite versamenti in conto capitale.

A partire dall'esercizio 2009, la società capogruppo Gas Plus S.p.A., in qualità di società consolidante, e le sue controllate GP Infrastrutture S.r.l., Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., Gas Plus Storage S.r.l., Gas Plus Energia S.r.l., GP Infrastrutture Trasporto S.r.l., Società Padana Energia S.r.l., Gas Plus International Holding S.r.l. e, a partire dall'esercizio 2020, Rete Gas Fidenza S.r.l. hanno congiuntamente esercitato l'opzione per la tassazione di gruppo ai sensi degli artt. 117 e seguenti del T.U.I.R.. Gli obblighi e gli adempimenti inerenti ai versamenti dell'Ires di competenza delle suddette società sono pertanto assolti direttamente dalla capogruppo, pur rimanendo ogni società responsabile della propria dichiarazione fiscale.

Nel corso del 2010, Gas Plus S.p.A. ha presentato inoltre istanza di interpello all'Agenzia delle Entrate ai sensi dell'art. 132 del TUIR, al fine di verificare la sussistenza dei requisiti per l'esercizio dell'opzione per includere nella propria base imponibile i redditi conseguiti da tutte le società controllate, anche non residenti (cosiddetto "consolidato mondiale"). Successivamente alla data di presentazione del bilancio consolidato dell'esercizio 2010, tale istanza è stata accolta e pertanto è stata presentata la relativa comunicazione all'Agenzia delle Entrate.

In prossimità della chiusura dell'esercizio 2015, Gas Plus S.p.A. ha presentato istanza di interpello all'Agenzia delle Entrate per rinnovare l'opzione per la tassazione di Gruppo per il triennio 2015-2017. In data 2 maggio 2016, la DRE Lombardia ha comunicato il parere favorevole alla suddetta istanza.

Infine, in data 29 gennaio 2019, Gas Plus S.p.A. ha presentato un'istanza di interpello, ai sensi del combinato disposto dell'art. 11 della L. 212/00, e dell'art. 132, comma 3, del D.P.R. n. 917/86 per la comunicazione di variazione dei dati per il triennio 2018-2020. In data 24 aprile 2019, la DRE Lombardia ha comunicato il parere favorevole circa la permanenza dei requisiti e delle condizioni per il valido esercizio dell'opzione per il consolidato mondiale.

Nel corso del mese di febbraio 2017, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha presentato il modello IVA 2017 mediante il quale ha esercitato l'opzione al regime IVA di Gruppo, insieme alle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., GP Infrastrutture S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.. A partire dal 1° gennaio 2020, è entrata nel regime IVA di Gruppo la società Rete Gas Fidenza S.r.l., controllata al 100% da GP Infrastrutture S.r.l..

Gli obblighi e gli adempimenti inerenti ai versamenti IVA di competenza delle suddette società sono pertanto assolti direttamente dalla capogruppo, pur rimanendo ogni società responsabile della propria dichiarazione fiscale.

Negli anni 2020 e 2019, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha sottoscritto, con le società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l., e Gas Plus Vendite S.r.l., gli accordi per il trasferimento degli effetti economici dei derivati per la copertura del rischio di oscillazione dei prezzi delle commodities stipulati dalla stessa Gas Plus S.p.A. con gli istituti bancari. Tali accordi sono stati sottoscritti a condizioni di mercato.

Oltre a quanto sopra evidenziato non sono intercorsi, nell'esercizio in esame, rapporti di altra natura (di fornitura, finanziamento, ecc.) con le società direttamente o indirettamente controllate, salvo le garanzie prestate dalla capogruppo alle sue controllate nell'ambito della normale operatività delle stesse.

RAPPORTI CON LA CONTROLLANTE

Non sono intercorsi, nell'esercizio in esame, significativi rapporti con la società controllante.

ANDAMENTO ECONOMICO DELLE SOCIETA' CONTROLLATE

Le principali partecipazioni in società direttamente o indirettamente controllate sono costituite dalla:

• partecipazione in GP Infrastrutture S.r.l. pari all'intero capitale sociale;

• partecipazione in Rete Gas Fidenza S.r.l., tramite GP Infrastrutture S.r.l., pari all'intero capitale sociale;

• partecipazione in Gas Plus Italiana S.r.l. pari all'intero capitale sociale;

• partecipazione in Società Padana Energia S.r.l., pari all'intero capitale sociale;
• partecipazione in Gas Plus Dacia S.r.l., tramite Gas Plus International Holding S.r.l. e Gas Plus International B.V., pari all'intero capitale sociale;
• partecipazione in Gas Plus Vendite S.r.l. pari all'intero capitale sociale.

Si rimanda al prospetto delle partecipazioni contenuto nelle Note Esplicative al Bilancio Consolidato per un elenco completo delle partecipazioni in società controllate direttamente o indirettamente.

Di seguito vengono presentati i principali dati economici dell'ultimo esercizio delle società partecipate sopra menzionate, i cui bilanci sono redatti in conformità ai principi contabili nazionali.

GP Infrastrutture S.r.l.

GP Infrastrutture S.r.l. opera nel settore della distribuzione gas metano, fornendo servizi di vettoriamento gas a società operanti nel settore Retail, tra cui la principale cliente è tuttora la consociata Gas Plus Vendite S.r.l..

Nel 2020 la partecipata, che è titolare di concessioni per la distribuzione di gas metano in 39 comuni della Lombardia, parte orientale, e dell'Emilia Romagna, ha proseguito nell'attività di sviluppo, realizzazione e gestione delle proprie reti di distribuzione gas.

In tale periodo ha effettuato investimenti per circa 2,6 milioni di euro.

In termini di volumi, il gas metano complessivamente trasportato nel corso dell'esercizio tramite le reti di distribuzione della Società è risultato pari a circa 187,3 milioni di metri cubi (circa 197,3 milioni di metri cubi nel 2019).

I risultati economici in migliaia di euro dell'ultimo esercizio di GP Infrastrutture S.r.l., con il confronto con quelli dell'esercizio precedente, sono riassunti qui di seguito:

	2020	2019
Valore della produzione	25.924	25.837
Costi della produzione	19.405	18.421
Differenza tra valore e costi della produzione	6.519	7.416
Proventi finanziari	404	414
Oneri finanziari	52	177
Differenza tra oneri e proventi finanziari	352	237
Risultato prima dell'imposte	6.871	7.653
Imposte sul reddito d'esercizio	2.298	2.368
Utile d'esercizio	4.573	5.285

Rete Gas Fidenza S.r.l.

Rete Gas Fidenza S.r.l., che è stata acquisita da GP Infrastrutture S.r.l. nel corso del 2019, opera nel settore della distribuzione gas metano.

La partecipata è titolare della concessione per la distribuzione di gas metano nel comune di Fidenza (PR).

In termini di volumi, il gas metano complessivamente trasportato nel corso dell'esercizio tramite le proprie reti di distribuzione è risultato pari a circa 20,6 milioni di metri cubi (circa 11,5 milioni di metri cubi nel 2019, a partire dalla data in cui la società è entrata nel perimetro di consolidamento).

I risultati economici in migliaia di euro dell'ultimo esercizio di Rete Gas Fidenza S.r.l., ossia dell'esercizio a partire dal quale i relativi dati sono compresi nell'area di consolidamento, sono riassunti qui di seguito:

	2020	2019
Valore della produzione	2.661	2.656
Costi della produzione	2.024	2.346
Differenza tra valore e costi della produzione	637	310
Proventi finanziari	0	1
Oneri finanziari	0	22
Differenza tra oneri e proventi finanziari	0	-21
Risultato prima dell'imposte	637	289
Imposte sul reddito d'esercizio	150	90
Utile d'esercizio	487	199

Gas Plus Italiana S.r.l.

Gas Plus Italiana S.r.l. opera nel settore della ricerca, produzione e commercializzazione di idrocarburi ed è titolare di 33 concessioni di coltivazione, di 1 permesso di ricerca, 2 istanze di concessione e 3 istanze di permesso.

Nel 2020 la Società, nell'ambito della propria attività di esplorazione e produzione di gas naturale, ha effettuato investimenti per circa 1,1 milioni di euro (2,2 milioni di euro nel 2019).

Al termine dell'esercizio 2020 le riserve 2P rischiate di idrocarburi della società sono risultate pari a 1.243,0 milioni di metri cubi (1.634,8 milioni di metri cubi nel 2019) a seguito della nuova certificazione rilasciata dall'esperto indipendente SIM. La suddetta certificazione ha previsto una svalutazione complessiva delle riserve gas naturale di Gas Plus Italiana di 336,4 milioni di metri cubi equivalenti tra cui la parte più rilevante è costituita dalla svalutazione delle riserve della concessione di Recovato (pari a 290,7 milioni di metri cubi) a seguito delle problematiche riscontrate

nell'esercizio che hanno portato all'interruzione della produzione.

La produzione lorda di idrocarburi dell'anno è stata invece pari 54,7 milioni di metri cubi (64,3 milioni di metri cubi nel 2019).

L'esercizio 2020 ha risentito del forte peggioramento degli scenari energetici e delle svalutazioni degli impianti di coltivazione idrocarburi per 34,1 milioni di euro a seguito dell'effettuazione dei test di impairment. La Società ha infatti rilevato indicatori di possibili perdite di valore delle attività E&P in Italia nel quadro economico generale e nell'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che hanno richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nella revisione negativa delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve e nell'evoluzione del quadro normativo, avviata con il D. L. 135 del 14/12/18, convertito con L.12 11/2/19 e proseguita con la presentazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico, in applicazione della citata legge in data 11 febbraio 2021, del documento di consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)», che è poi stato pubblicato sul sito del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (oggi Ministero della Transizione Ecologica) ed ha effettuato i test di impairment.

I dati economici dell'ultimo esercizio (esposti in migliaia di euro e comparati con quelli del 2019) sono esposti qui di seguito:

	2020	2019
Valore della produzione	18.725	26.468
Costi della produzione	62.372	31.617
Differenza tra valore e costi della produzione	-43.647	-5.149
Proventi finanziari	22	3
Oneri finanziari	35	66
Differenza tra oneri e proventi finanziari	-13	-63
Risultato prima dell'imposte	-43.660	-5.212
Imposte sul reddito d'esercizio	-13.068	-1.281
Perdita d'esercizio	-30.592	-3.931

Società Padana Energia S.r.l.

Società Padana Energia S.r.l. è stata acquisita dal gruppo ENI in data 19 ottobre 2010 ed opera nel settore della ricerca, produzione e commercializzazione di gas naturale tramite 10 concessioni di coltivazione.

Nel 2020 la Società, nell'ambito della propria attività di esplorazione e produzione di gas naturale e petrolio, ha effettuato investimenti per circa 5,9 milioni di euro (4,0 milioni di euro nel 2019).

Al termine dell'esercizio 2020 le riserve 2P rischiate di idrocarburi della società sono risultate pari a 2.522,8 milioni di metri cubi (2.571,4 milioni di metri cubi nel 2019) seguito della nuova certificazione rilasciata dall'esperto indipendente SIM. La suddetta certificazione ha riscontrato la svalutazione delle riserve gas per 5,3 milioni di metri cubi equivalenti e la rivalutazione delle relative riserve di petrolio e condensati per 48,7 milioni di metri cubi equivalenti.

La produzione lorda di idrocarburi dell'anno è stata pari 78,8 milioni di metri cubi (85,8 milioni di metri cubi).

L'esercizio 2020 ha risentito del forte peggioramento degli scenari energetici e delle svalutazioni degli impianti di coltivazione idrocarburi per 59,1 milioni di euro (con il conseguente rilascio di imposte differite per 16,5 milioni di euro) a seguito dell'effettuazione dei test di impairment. La Società ha infatti rilevato indicatori di possibili perdite di valore delle attività E&P in Italia nel quadro economico generale e nell'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che hanno richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nella revisione negativa delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve e nell'evoluzione del quadro normativo, avviata con il D. L. 135 del 14/12/18, convertito con L.12 11/2/19 e proseguita con la presentazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico, in applicazione della citata legge in data 11 febbraio 2021, del documento di consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)», che è poi stato pubblicato sul sito del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (oggi Ministero della Transizione Ecologica) ed ha effettuato i test di impairment.

La Società ha proceduto poi al riallineamento tra i valori civilisti e fiscali della quasi totalità del residuo valore dei propri asset. La suddetta operazione a livello economico e patrimoniale ha determinato un impatto positivo di 39,6 milioni di euro, per effetto del rilascio delle imposte differite iscritte a bilancio (44,4 milioni di euro) e dallo stanziamento dell'imposta sostitutiva sul riallineamento (4,8 milioni di euro).

L'insieme delle due operazioni ha pertanto determinato un impatto netto negativo a livello economico e patrimoniale della Società pari a circa 3 milioni di euro.

I risultati economici dell'ultimo esercizio (esposti in migliaia di euro e comparati con quelli del 2019) sono riassunti qui di seguito:

	2020	2019
Valore della produzione	15.875	21.943
Costi della produzione	83.211	21.478
Differenza tra valore e costi della produzione	-67.336	465
Proventi finanziari	2	2
Oneri finanziari	319	142
Differenza tra oneri e proventi finanziari	-317	-140
Risultato prima dell'imposte	-67.653	325
Imposte sul reddito d'esercizio	-58.436	92
Utile d'esercizio	-9.217	233

Gas Plus Dacia S.r.l.

Gas Plus Dacia S.r.l. è una società di diritto rumeno che opera nel settore della ricerca, produzione e commercializzazione di gas naturale tramite il progetto Midia, nel Mar Nero (per la quota del 10% d'interesse).

Nel 2020 la Società, nell'ambito della propria attività di esplorazione e produzione di gas naturale, ha effettuato investimenti per circa 10,4 milioni di euro (8,1 milioni di euro nel 2019).

Al termine dell'esercizio 2020, le riserve 2P rischiate della società sono risultate pari a 725 milioni di metri cubi, dopo il completamento della valutazione e certificazione delle riserve effettuata da un certificatore indipendente nel 2019.

I risultati economici (esposti in migliaia di euro) dell'ultimo esercizio di Gas Plus Dacia S.r.l., comparati con quelli dell'esercizio precedente, sono riassunti qui di seguito:

	2020	2019
Valore della produzione	0	4
Costi della produzione	350	193
Differenza tra valore e costi della produzione	-350	-189
Proventi finanziari	0	0
Oneri finanziari	302	0
Differenza tra oneri e proventi finanziari	-302	0
Risultato prima dell'imposte	-652	-189
Imposte sul reddito d'esercizio	0	5
Perdita d'esercizio	-652	-194

Gas Plus Vendite S.r.l.

Gas Plus Vendite S.r.l. opera nel settore della vendita di gas metano ad utenti finali e detiene un portafoglio di circa 63 mila clienti. La società esercita tale attività prevalentemente tramite contratti d'affitto di ramo d'azienda di proprietà di una società controllata dal gruppo (GP Infrastrutture S.r.l.).

In termini di volumi, le vendite di gas metano del 2020 hanno raggiunto i 74,7 milioni di metri cubi (80,6 milioni di metri cubi nel 2019) di cui 67,1 milioni di metri cubi (73,0 milioni di metri cubi nel 2019) destinati a clienti civili e small business (consumi inferiori a 200.000 smc/anno) e 7,7 milioni di metri cubi (7,6 milioni di metri cubi nel 2019) a clienti industriali.

I risultati economici dell'ultimo esercizio (esposti in migliaia di euro e comparati con quelli del 2019) sono riassunti qui di seguito:

	2020	2019
Valore della produzione	34.367	44.494
Costi della produzione	33.028	41.891
Differenza tra valore e costi della produzione	1.339	2.603
Proventi finanziari	33	29
Oneri finanziari	244	326
Differenza tra oneri e proventi finanziari	-211	-297
Risultato prima dell'imposte	1.128	2.306
Imposte sul reddito d'esercizio	258	685
Utile d'esercizio	870	1.621

FATTORI DI RISCHIO E INCERTEZZE: GESTIONE DEL RISCHIO

Il Gruppo, in relazione alla sua attività ed all'utilizzo di strumenti finanziari, è esposto, oltre al rischio generale legato alla conduzione del business, ad una serie di rischi ed incertezze.

Come richiesto dall'art. 2428 del codice civile, di seguito si procede pertanto alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui il Gruppo è esposto:

• Rischi operativi
• Rischi normativi e regolatori
• Rischi finanziari:
• rischi di credito
• rischi di liquidità
• rischi di mercato

Rischi operativi

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi (B.U. E&P) comportano elevati investimenti e sono soggette a particolari rischi di carattere economico e naturale, compresi quelli relativi alle caratteristiche fisiche dei giacimenti di gas. L'attività esplorativa presenta il rischio dell'esito negativo della ricerca di idrocarburi che si verifica in presenza di giacimenti sterili o con quantitativi privi dei requisiti di commerciabilità. Inoltre, tra la fase esplorativa e le successive fasi di sviluppo e di commercializzazione delle riserve scoperte, è normalmente necessario un rilevante periodo di tempo durante il quale la redditività del progetto è esposta alla volatilità del prezzo degli idrocarburi e all'eventuale aumento dei costi di sviluppo e di produzione.

Gli altri principali rischi operativi a cui la B.U. E&P è sottoposta sono relativi alla stima dell'entità delle riserve di idrocarburi ed alla capacità di loro ricostituzione, alla disponibilità degli impianti di perforazione per lo svolgimento dell'attività di esplorazione, all'evoluzione del quadro normativo, alla possibile opposizione di comunità ed enti locali allo svolgimento dell'attività di esplorazione e produzione, alla dipendenza dal rilascio di concessioni e permessi per lo svolgimento dell'attività, nonché alla volatilità del risultato economico in dipendenza dell'andamento del prezzo dei prodotti petroliferi.

La B.U. Network è titolare di concessioni di distribuzione gas naturale di cui la quasi totalità risultano scadute e gestite in regime di prorogatio. Per le concessioni di cui è titolare la B.U. gli enti locali dovranno bandire le gare per l'assegnazione delle nuove concessioni di distribuzione gas negli ambiti territoriali definiti (ATEM). Sussiste pertanto il rischio della mancata aggiudicazione delle nuove concessioni, fermo restando che, in questo caso, la B.U. riceverà le indennità previste in favore del gestore uscente, determinate sulla base dei valori industriali di ricostruzione che sono superiori ai valori contabili.

La B.U. Retail opera esclusivamente nel mercato italiano che è soggetto ad una forte concorrenza.

La capacità commerciale della B.U. può essere inoltre fortemente limitata dai poteri di regolamentazione in materia di determinazione di tariffe e prezzi che la normativa nazionale ha concesso all'ARERA (già AEEGSI). Una delle principali aree di rischio della B.U. è quindi da ricondurre a interventi regolatori penalizzanti negli equilibri delle formule di vendita o sotto il profilo dei costi aziendali (in caso di determinazione di prezzi di vendita non coerenti con i termini di fissazione dei prezzi in acquisto).

Altri fattori di rischio che interessano la B.U. riguardano l'eventuale grado di concentrazione dell'esposizione creditoria verso alcune tipologie di clienti, come ad esempio quelli del settore industriale, la volatilità dei prezzi di acquisto e vendita e, in generale, la coerenza delle formule in

acquisto/vendita. La gestione di tali rischi è gestita direttamente dalla B.U. avvalendosi, nell'attività di monitoraggio e di definizione dei livelli di rischio tollerabili, dei servizi centralizzati della capogruppo.

Si segnala infine che il Gruppo ha adottato un modello di Organizzazione, Gestione e Controllo ("Modello Organizzativo") finalizzato a prevenire la commissione dei reati previsti dal D. Lgs. 231/2001 e, per quanto concerne la struttura di Corporate Governance, aderisce ai contenuti del "Codice di Autodisciplina" emanato da Borsa Italiana. Su quest'ultimo tema si rimanda alla Relazione sulla Corporate Governance per maggiori dettagli in merito.

Rischi normativi e regolatori

I rischi normativi e regolatori riguardano la costante evoluzione delle leggi che disciplinano i singoli settori di attività del Gruppo. Si citano, ad esempio, la complessa evoluzione della normativa che regola il settore della distribuzione e del trasporto del gas (B.U. Network & Transportation) in materia di gare per l'affidamento del servizio e di regolazione tariffaria e quella riguardante le attività coltivazione di idrocarburi (B.U. E&P).

In generale, le attività svolte dal Gruppo Gas Plus sono soggette al rispetto delle norme e dei regolamenti validi all'interno del territorio in cui opera, comprese le leggi che attuano protocolli o convenzioni internazionali.

Tali attività sono soggette ad autorizzazione e/o acquisizione di permessi, che sono necessarie per l'esercizio delle attività e che richiedono il rispetto delle norme vigenti a tutela dell'ambiente, della salute e della sicurezza. Per la tutela dell'ambiente, ad esempio, le norme prevedono il controllo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti e, nella fase di smantellamento e ripristino dei siti minerari, il rispetto delle disposizioni di legge in merito alle bonifiche ambientali. Il non rispetto delle norme vigenti comporta sanzioni di natura penale e/o civile a carico dei responsabili e, in alcuni casi di violazione della normativa sulla sicurezza, a carico delle Aziende, secondo un modello europeo di responsabilità oggettiva dell'impresa recepito anche in Italia.

Per quanto riguarda poi il settore E&P e le recenti novità normative, si segnala che la Legge 11 febbraio 2019, n. 12, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 12 febbraio 2019 ed entrata in vigore il 13 febbraio 2019, ha introdotto, in sede di conversione del Decreto Legge n. 135/2018 e tramite l'Art 11-ter, alcune nuove disposizioni riguardanti le attività di coltivazione degli idrocarburi i cui effetti non sono ancora del tutto definibili e quantificabili.

Con l'art. 11-ter è stato previsto, a decorrere dal 1° giugno 2019, l'aumento dei canoni di concessione di 25 volte. Si è trattato di un incremento irragionevole la cui incidenza sulla attività industriale è allo stato ancora oggetto di valutazione, avendo dato corso alla contestazione in sede

giudiziaria dell'entità dell'incremento. Nel frattempo, il Gruppo ha richiesto ed ottenuto la riduzione dell'area fisica territoriale delle concessioni al fine di ridurre proporzionalmente l'ammontare del canone dovuto.

Relativamente a tale questione segnaliamo che da ultimo, nell'ambito dell'iter di conversione in legge del "Decreto Semplificazioni 2020", è stato approvato un emendamento (introducendo un comma 9 bis nel corpo dell'art. 11 ter citato) volto a mitigare gli effetti per le piccole e medie concessioni di coltivazione di idrocarburi dell'aumento esponenziale dei canoni di concessione, prevedendo un "tetto" pari al 3% della valorizzazione della produzione derivante dall'insieme delle concessioni di ciascuna società nell'anno precedente.

Successivamente, al fine di fornire agli operatori i criteri in base ai quali calcolare la "valorizzazione della produzione" e di chiarire le modalità e i termini con cui procedere al versamento dei canoni dovuti, il Ministero dello Sviluppo Economico, con comunicato del 3 dicembre 2020, ha previsto che "la valorizzazione della produzione è definita adottando gli stessi criteri di valorizzazione di quantificazione delle royalties, ai sensi dell'art. 19 D. Lgs. 625/96", ossia applicando quale parametro di riferimento l'indice "QE" come definito dalla ARERA. Il tutto, senza tener conto che l'indice QE è un parametro ormai superato, che non è più rappresentativo dell'andamento del mercato del gas. Avverso tale disposizione è stato quindi presentato ad inizio febbraio 2021 un ricorso al TAR Lazio.

Si segnala, inoltre, che con l'art. 11 ter citato è stata prevista la predisposizione del Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee ("PiTESAI") da approvarsi con decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell'Ambiente, della Tutela del Territorio e del Mare. L'approvazione dello PiTESAI ("Piano") sarebbe dovuta avvenire entro 24 mesi dalla data di entrata in vigore della legge di conversione (ossia dal 13 febbraio 2019, giorno successivo alla pubblicazione della Legge n. 12/2019 sulla Gazzetta Ufficiale del 12 febbraio 2019), ma tale termine è stato poi successivamente prorogato al 30 settembre 2021.

In applicazione della citata legge è stato presentato dal Ministero dello Sviluppo Economico in data 11 febbraio 2021, il documento in consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)», poi pubblicato sul sito del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (oggi Ministero della Transizione Ecologica), che ha dato avvio alla procedura di "Valutazione Ambientale Strategica" del Piano, quale passaggio preliminare dell'iter di approvazione dello stesso che, sulla base dell'attuale normativa, dovrà concludersi con l'approvazione da parte del Ministro dello Sviluppo Economico entro il 30 settembre 2021.

Si tratta di uno strumento di pianificazione generale teso a definire un quadro di riferimento, condiviso con le Regioni, le Province e gli Enti locali, per la programmazione delle attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi sul territorio nazionale. Limitatamente alle aree su terraferma, il Piano sarà valutato d'intesa con la Conferenza Unificata e nel caso di mancato raggiungimento di un'intesa o di un espresso diniego da parte della stessa Conferenza Unificata, il Piano sarà adottato limitatamente alle aree marine.

Nel periodo di vigenza della suddetta normativa, fino all'adozione del Piano, sono sospesi sia i permessi vigenti di prospezione o di ricerca di idrocarburi, liquidi e gassosi, su terraferma e in mare, che i procedimenti amministrativi relativi al conferimento di nuovi permessi. A seguito dell'adozione del Piano, i permessi sospesi riprenderanno efficacia e i procedimenti sospesi riprenderanno il loro corso nelle aree in cui le attività di prospezione e ricerca risulteranno compatibili con le previsioni del Piano stesso. Nelle aree che risulteranno non compatibili in base al Piano, invece, il Mise rigetterà le istanze relative ai procedimenti sospesi e revocherà i permessi di prospezione e di ricerca in essere.

Detta temporanea sospensione non si applica ad alcuni procedimenti espressamente previsti dal legislatore ed in particolare ai procedimenti relativi al conferimento di concessione di coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi pendenti alla data di entrata in vigore della legge di conversione. E' tuttavia previsto che nelle more dell'adozione del Piano non possano essere presentate nuove istanze di conferimento di concessioni di coltivazione.

Al di là di profili di legittimità, poi, particolarmente complesse da valutare risultano le disposizioni in ordine alla non prorogabilità delle concessioni vigenti ove risultino incompatibili con il Piano (sempre che, per le aree sulla terraferma, il PiTESAI sia adottato).

Inoltre, la Legge di Bilancio 2020 ha introdotto nuove modalità di determinazione delle royalties dovute allo Stato sui volumi prodotti di idrocarburi, riducendo le soglie di esenzione dall'imposizione per il gas naturale (a terra da 25 Msmc a 10 Msmc ed in mare da 80 Msmc a 30 Msmc) e modificando le modalità di applicazione, nel senso che sono considerate esenti da imposizione esclusivamente le produzioni inferiori alle nuove soglie. Superata tale soglia, l'intera produzione del giacimento è pertanto assoggettata a royalties. Sono state infine del tutto eliminate le soglie di esenzione precedentemente previste per i giacimenti di petrolio.

Al di là delle modificazioni normative appena citate, il Gruppo con l'ausilio di esperti, esterni ed interni all'azienda, effettua un costante monitoraggio della normativa, in modo da anticipare i fattori di rischio che ne derivano e minimizzare il possibile impatto sull'andamento gestionale e valutare ogni possibile iniziativa, anche legale, a tutela del proprio patrimonio.

Rischi finanziari

Rischio di credito

Il rischio di credito è il rischio che un cliente o una delle controparti di uno strumento finanziario causi una perdita finanziaria non adempiendo ad un'obbligazione e deriva principalmente dai crediti commerciali e dagli investimenti finanziari del Gruppo. In particolare si evidenziano le seguenti tipologie:

a) rischi su crediti commerciali e altri crediti

Tale rischio è principalmente connesso alla possibilità che i clienti non onorino i propri debiti verso la società alle scadenze pattuite.

L'esposizione del Gruppo al rischio di credito dipende sostanzialmente dalle caratteristiche specifiche di ciascun cliente e la sua entità può essere certamente maggiore per le classi dei grossisti ed utenti industriali con un inevitabile grado di concentrazione.

Il Gruppo valuta, con modalità differenti secondo le diverse tipologie, l'affidabilità dei nuovi clienti a cui sono poi offerte le condizioni standard relativamente ai termini di pagamento. In generale per ciascun cliente non appartenente alle tipologie standard dei clienti finali domestici dell'attività di vendita al dettaglio o non considerato preventivamente come solvibile per standard creditizio vengono calcolati dei controvalori massimi di acquisto su di un arco di tempo predeterminato, rappresentativi della linea di esposizione massima; le esposizioni superiori sono soggette a continuo monitoraggio da parte delle funzioni a ciò delegate.

Per determinate tipologie di utenti, l'analisi di affidabilità si basa su valutazioni di società di rating commerciali e, a seconda dell'importanza e della disponibilità dei dati, su analisi di bilancio. Per i grandi clienti si ottengono in genere fideiussioni bancarie o depositi per importi pari alla fornitura di due/tre mesi.

L'attività di monitoraggio del rischio di credito verso i clienti avviene in base a una reportistica che prevede un'analisi dell'esposizione sulla base delle caratteristiche del credito, considerando tra l'altro se si tratta di persone fisiche o persone giuridiche, la dislocazione geografica, la classe di appartenenza e l'andamento dell'attività, l'anzianità del credito e l'esperienza storica sui pagamenti.

Il Gruppo accantona un fondo svalutazione per perdite di valore che riflette la stima delle perdite previste sui crediti commerciali e sugli altri crediti, le cui componenti principali sono svalutazioni specifiche di esposizioni scadute significative e svalutazioni generiche di esposizioni omogenee per scadenze e tipologia di utenza. La svalutazione generica viene determinata anche sulla base dell'esperienza storica.

Con riferimento al rischio di credito si segnala infine che il Gruppo, nell'ottica di procedere ad un'ottimizzazione della propria struttura finanziaria e ad una sempre più efficiente gestione di tale

rischio, ha sottoscritto, in data 29 aprile 2013, un contratto con Banca IMI (ora Intesa Sanpaolo) per la cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti. Tale contratto che è stato rinnovato sino al mese di aprile del 2023 prevede, nei limiti del plafond contrattualmente previsto, la cessione periodica e pro-soluto dei crediti commerciali gas della B.U. Retail.

b) rischi su strumenti finanziari e depositi bancari

Il rischio di credito relativo a strumenti finanziari e depositi bancari è gestito dalla tesoreria di Gruppo in conformità alla politica del Gruppo stesso. Al fine di contenere tale rischio l'investimento dei fondi disponibili e l'apertura di depositi bancari viene fatto solo con istituzioni finanziarie primarie.

c) rischi su attività finanziarie detenute per la negoziazione

In tale categoria rientrano i rischi sugli investimenti in titoli azionari di società quotate e fondi comuni di investimento. Il Gruppo non è attualmente soggetto a tali rischi in quanto non detiene tali tipologie di investimenti.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo abbia difficoltà ad adempiere alle obbligazioni derivanti da passività finanziarie.

Per quanto possibile, il Gruppo si assicura che vi siano disponibilità e/o linee di credito sufficienti per coprire le necessità generate dal ciclo operativo e dagli investimenti, nonché quelle relative alle passività finanziarie. L'approccio del Gruppo prevede pertanto di garantire che vi siano sempre fondi sufficienti per adempiere alle proprie obbligazioni alla scadenza, sia in condizioni normali che di tensione finanziaria. A tale scopo i servizi di tesoreria del Gruppo effettuano, in sede di predisposizione del budget annuale e nel corso di ogni esercizio, previsioni finanziarie basate sulle entrate ed uscite attese nei successivi periodi e, se necessario, adottano le conseguenti azioni correttive. Tuttavia, resta escluso l'effetto potenziale di circostanze estreme che non possono esser ragionevolmente previste, quali le calamità naturali.

I contratti di finanziamento a medio lungo termine stipulati con Intesa San Paolo e Banco BPM prevedono il rispetto di alcuni covenant e alcune limitazioni negli impegni che sono descritti nelle note esplicative al bilancio consolidato alla nota n. 21, Debiti finanziari a breve e medio/lungo termine, a cui si rimanda.

Rischio di mercato

Il rischio di mercato è il rischio che i flussi finanziari futuri di un'attività o di uno strumento finanziario fluttuino in seguito a variazioni dei prezzi di mercato, dovute a variazioni dei tassi di cambio, di interesse e ad altri rischi di prezzo. L'obiettivo della gestione del rischio di mercato è la

direzione e il controllo dell'esposizione del Gruppo a tale rischio entro livelli accettabili ottimizzando, allo stesso tempo, il rendimento degli investimenti.

a) Rischio di cambio

Il Gruppo opera in ambito internazionale tramite iniziative di esplorazione e sviluppo in joint venture con terzi operatori e può essere quindi esposto al rischio valutario derivante dalle fluttuazioni delle valute con cui vengono effettuate le transazioni commerciali, in particolare il dollaro statunitense.

È politica del Gruppo, qualora le previste esposizioni siano di importo significativo, far fronte a questi rischi mediante la copertura a termine delle posizioni valutarie passive previste a date future; la copertura, che può tener conto sia del cambio previsto a budget sia delle aspettative di andamento dei cambi, può non essere attuata per la totalità delle posizioni in modo da tener conto di possibili variazioni dell'entità delle transazioni rispetto alle previsioni ed eventualmente di poter beneficiare delle eventuali variazioni del cambio.

In base a tale politica, può essere quindi coperta solo una percentuale dei flussi in valuta attesi nei successivi 12 mesi. Per la parte non coperta, si determineranno differenze di cambio con impatto a conto economico.

Per la copertura del rischio di cambio, il Gruppo valuta la possibilità di avvalersi di Forward Exchange Contract o strumenti che combinano opzioni call e put con scadenza entro la fine dell'esercizio successivo.

b) Rischio tasso di interesse

Esso afferisce, per quanto riguarda le attività finanziarie detenute per la negoziazione, agli effetti che le variazioni nei tassi di interesse hanno sul prezzo delle suddette attività. Data l'assenza di simili attività in portafoglio il Gruppo non è attualmente soggetto a tale rischio.

Quanto invece alle passività finanziarie, il rischio di variazioni dei tassi di interesse può avere un effetto diretto sul conto economico determinando un minor o maggior costo per oneri finanziari.

Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto di finanziamento in essere con Intesa Sanpaolo e Banco BPM, la Capogruppo ha stipulato, per l'80% della linea a medio lungo termine e per il 65% degli utilizzi effettuati della linea "capex", contratti di Interest Rate Swap. c) Rischio di variazione del prezzo delle commodity

Il Gruppo è esposto al rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del petrolio poiché esso influisce sui ricavi e sui costi delle attività di produzione e compravendita, con possibili effetti negativi indotti sui flussi di cassa e sulle prospettive di reddito. Tali oscillazioni agiscono sia direttamente che indirettamente attraverso indicizzazioni presenti nelle formule di prezzo.

La gestione di tali rischi è in capo alle singole società/B.U. che si avvalgono, nell'attività di monitoraggio e di definizione dei livelli di rischio tollerabili, dei servizi centralizzati della capogruppo.

Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso dell'esercizio 2020 e 2019 hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

d) Altri rischi di prezzo

Riguardano la possibilità che il fair value di uno strumento finanziario possa variare per motivi differenti dal variare dei tassi di interesse o di cambio.

Il Gruppo non è esposto al rischio prezzo in quanto non detiene titoli iscritti tra le attività finanziarie detenute per la negoziazione.

ALTRE INFORMAZIONI

Rapporti con parti correlate

Per quanto concerne i rapporti con parti correlate, di natura commerciale o finanziaria ed effettuati a valori di mercato, e attentamente monitorati dagli organi preposti (Comitato Controllo e Rischi e Collegio Sindacale), si rimanda alle Note esplicative.

Operazioni atipiche e/o inusuali

Il bilancio consolidato e il bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2020 non riflettono componenti di reddito e poste patrimoniale e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

Relazione annuale sul sistema di corporate governance, sull'adesione al codice di autodisciplina ed informazioni sugli assetti proprietari

La Relazione sul governo societario e sugli assetti proprietari sono depositate con il fascicolo di bilancio e saranno messe a disposizione del pubblico presso la sede della società nei termini di legge. La documentazione è inoltre disponibile sul sito www.gasplus.it e sul meccanismo di stoccaggio eMarket STORAGE consultabile all'indirizzo .

Deroga agli obblighi di pubblicazione di documenti informativi ai sensi degli artt. 70, comma 8, e 71, comma 1-bis, del Regolamento Emittenti.

Il Consiglio di Amministrazione di Gas Plus S.p.A. tenutosi in data 28 gennaio 2013 ha deliberato, ai sensi dell'art. 3 della Delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, di aderire al

regime di semplificazione previsto dagli artt. 70, comma 8, e 71, comma 1-bis, del Regolamento Emittenti Consob adottato con Delibera n. 11971 del 14 maggio 1999, come successivamente integrato e modificato, avvalendosi pertanto della facoltà di derogare agli obblighi di pubblicazione dei documenti informativi prescritti in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura nonché acquisizioni e cessioni.

Continuità aziendale

Gli amministratori ritengono che, anche nell'attuale situazione di emergenza sanitaria, gli indicatori di carattere finanziario, gestionale o di altro genere che potrebbero segnalare criticità circa la capacità del Gruppo di far fronte alle proprie obbligazioni non pongano dubbi sul presupposto della continuità aziendale, anche in considerazione delle prospettive economico-finanziarie del Gruppo. Il bilancio è stato pertanto predisposto nella prospettiva della continuità aziendale.

Attività di direzione e coordinamento

Come previsto dall'art. 2497-bis del Codice Civile, si segnala che la società controllante Us.Fin. S.r.l. non esercita attività di direzione e coordinamento nei confronti di Gas Plus S.p.A..

Azioni proprie

Con specifico riferimento alle informazioni richieste dall'art. 40 del D. Lgs. 127/91 si precisa infine quanto segue:

• la capogruppo Gas Plus S.p.A. alla data del 14 aprile 2021 detiene direttamente n. 1.336.677 azioni proprie, acquistate ad un prezzo medio di 7,18 euro per azione, per un valore totale di 9.600 migliaia di euro corrispondente al 2,98% delle azioni della Società;
• la capogruppo Gas Plus S.p.A. non detiene quote della propria controllante, né direttamente né per tramite di società fiduciaria o per interposta persona, né ha acquistato o alienato, nel corso del 2020, quote della società controllante;
• non sussistono in generale altri aspetti da segnalare con particolare riferimento ai punti 1 e 2 del citato articolo.

Come già segnalato nel corso della presente relazione, dopo la chiusura dell'esercizio, alcune società del Gruppo hanno potuto accedere ad ulteriori finanziamenti a medio termine per complessivi 20 milioni di euro sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (decreto legge 8 aprile 2020), convertito in legge (Legge n. 40 del 5 giugno 2020). E' stato inoltre pubblicato il documento di consultazione Pitesai.

Oltre a quanto già esposto in precedenza nella presente relazione, non sussistono altri fatti di rilievo dopo la chiusura dell'esercizio.

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

In relazione all'ancora stato di emergenza determinato dalla diffusione del COVID-19, il Gruppo continuerà ad attenersi alle misure previste dai competenti organi e terrà costantemente sotto controllo l'evoluzione della situazione.

Nel caso in cui l'emergenza dovesse ancora protrarsi, non è possibile comunque escludere contrazioni nei volumi di alcune attività (in particolare, nell'ambito delle attività downstream) i cui impatti economici, allo stato attuale, si ritiene possano essere ancora contenuti.

In ambito Retail, gli stessi sono innanzitutto limitati dalla composizione del portafoglio clienti costituito per oltre l'80% da clienti domestici mentre, in ambito Network, dalle modalità di determinazione dell'ammontare dei ricavi annui spettante a ciascun distributore (Vincolo dei Ricavi Totali - VRT) che non dipende dai volumi distribuiti nell'anno.

In ambito E&P, gli impatti potranno invece essere ancora significativi nel caso dovesse interrompersi l'attuale ripresa degli scenari energetici.

Le attività E&P vedranno infatti una produzione di idrocarburi in linea ai volumi del 2020 per il fisiologico declino dei siti maturi e pertanto i relativi risultati maggiormente legati all'andamento degli scenari.

Una crescita delle produzioni sarà possibile con l'avvio, prevedibilmente entro il primo semestre del 2022, del progetto di sviluppo Midia in Romania e, successivamente, del progetto Longanesi in Italia.

Gli investimenti riguarderanno prevalentemente l'area E&P, anche se permarrà in ogni caso l'impegno del Gruppo anche nei progetti di sviluppo nelle attività regolate e commerciali downstream.

La prosecuzione degli investimenti nell'area E&P e, in particolare, nei suoi due principali progetti (Longanesi in Italia e Midia in Romania) comporterà il progressivo incremento dell'indebitamento finanziario.

Sotto il profilo finanziario, la struttura del Gruppo resterà comunque solida ed equilibrata. Considerato che le principali attività operative continueranno complessivamente a generare flussi positivi di cassa, il Gruppo ritiene infatti, grazie anche ai nuovi finanziamenti assunti dopo la chiusura dell'esercizio, di avere già a disposizione linee (tramite contratti a medio lungo termine) sufficienti ai previsti investimenti e alle esigenze di circolante.

Stante la ripresa degli scenari energetici, l'Ebitda consolidato è pertanto previsto in crescita rispetto al 2020.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Nel presente documento, in aggiunta agli schemi ed indicatori finanziari convenzionali previsti dagli IFRS, vengono presentati, al fine di consentire una migliore valutazione dell'andamento della gestione economico-finanziaria del Gruppo, alcuni schemi riclassificati e alcuni indicatori alternativi di performance. Tuttavia, tali schemi ed indicatori, non devono essere considerati sostitutivi di quelli convenzionali previsti dagli IFRS.

In particolare, tra gli indicatori alternativi utilizzati nella relazione sulla gestione per i commenti alle B.U. del Gruppo, Si segnalano:

• EBITDA: Risultato operativo al lordo degli ammortamenti e degli oneri e proventi diversi. La funzione di questo indicatore è quella di presentare una misura della redditività operativa prima delle principali poste non monetarie e degli oneri e proventi afferenti l'attività non caratteristica.

• EBIT: Risultato operativo al netto degli ammortamenti ma al lordo degli oneri e proventi diversi. La funzione di questo indicatore è quella di presentare una misura della redditività operativa prima degli oneri e proventi afferenti l'attività non caratteristica.

• Indebitamento finanziario netto (posizione finanziaria netta): è determinata dalla somma algebrica dei debiti di natura finanziaria correnti e non correnti, delle disponibilità di cassa, delle attività finanziarie detenute per la negoziazione e dei crediti di natura finanziaria correnti e non correnti.

• ROI: indica il rapporto tra il risultato operativo ed il capitale investito netto medio del periodo.

• ROE: indica il rapporto tra il risultato netto ed il patrimonio netto medio del periodo, comprensivo delle minoranze di terzi.

• Riserve di idrocarburi: indicano i volumi stimati di greggio, gas naturale e condensati che si prevede

possano essere commercialmente recuperati da giacimenti noti a partire da una certa data in avanti, nelle condizioni economiche e tecniche esistenti e con la normativa di legge vigente.

• Riserve 2P: indicano la misura delle riserve di idrocarburi che si ottiene sommando le riserve certe (P1) e le riserve probabili (P2).

• Riserve certe P1:rappresentano le quantità stimate delle riserve di idrocarburi che sulla base dei dati geologici e di ingegneria potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Ragionevole certezza significa che è molto più probabile che le quantità di idrocarburi siano recuperate piuttosto che non lo siano. Il relativo progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve essere ragionevolmente certo che inizierà entro un tempo ragionevole.

• Riserve probabili P2: rappresentano le quantità stimate addizionali delle riserve di idrocarburi che hanno minore certezza di essere recuperate rispetto alle riserve certe, ma che insieme alle riserve certe hanno la stessa probabilità di essere recuperate o non esserlo.

• Risorse: sono costituite dalle riserve, più tutte le ulteriori quantità di minerale che possono rendersi disponibili in futuro, comprendendo in esse sia quelle contenuti in accumuli già noti che non siano attualmente sfruttabili da un punto di vista economico e tecnologico, sia quelle contenuti in accumuli, ricchi o poveri, non ancora scoperti ma che si possono ragionevolmente ritenere esistenti.

• Patrimonio Titoli: rappresenta l'insieme delle concessioni di ricerca e coltivazione ottenute e delle istanze per permessi di ricerca concesse dall'Unmig.

• Investimenti esplorativi: indicano le spese sostenute per l'attività finalizzata al ritrovamento di accumuli di idrocarburi. Tale attività consiste, in una prima fase, in rilievi geologici e geofisici che consentono di localizzare la potenziale presenza nel sottosuolo di accumuli di idrocarburi. In una seconda fase, l'attività di esplorazione consiste nella perforazione di pozzi esplorativi per stabilire la reale esistenza di tali accumuli e la loro sfruttabilità commerciale.

• Investimenti di sviluppo: indicano le spese sostenute per le attività di costruzione ed installazione degli impianti necessari all'estrazione, trattamento, raccolta di idrocarburi entro i limiti di un giacimento noto come produttivo.

GRUPPO GAS PLUS

Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2020

Prospetti Contabili e Note Esplicative

	SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA 75
	CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO 76
	PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO 78
	RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO 79
	NOTE ESPLICATIVE 80
1.	Informazioni generali 80
2.	Forma e contenuto del bilancio 81
3.	Area di consolidamento 82
4.	Principi contabili e criteri di valutazione 84
5.	Aggregazioni aziendali 106
6.	Utilizzo di stime 106
7.	Informativa di settore 110
8.	Immobili, impianti e macchinari 112
9.	Diritto d'uso 113
10.	Avviamento 114
11.	Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali 115
12.	Altre attività non correnti 118
13.	Imposte sul reddito 119
14.	Rimanenze 121
15.	Crediti commerciali 121
16.	Altri crediti 122
17.	Crediti verso imprese controllanti 122
18.	Attività finanziarie 123
19.	Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 123
20.	Patrimonio netto 123
21.	Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine 125
22.	Debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine 129
23.	Trattamento di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili 130
24.	Altri debiti 132
25.	Fondi 133
26.	Debiti commerciali 134
27.	Ricavi 134
28.	Costi operativi 135
29.	Costi per il personale 136
30.	Proventi e oneri diversi 137
31.	Proventi ed oneri finanziari 137
32.	Risultato per azione 138
33.	Impegni e rischi 139
34.	Rapporti con parti correlate 140
35.	Eventi successivi alla data di bilancio 140
36.	Gestione dei rischi finanziari: obiettivi e criteri 140

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA

Per l'esercizio chiuso al 31 Dicembre 2020 e al 31 Dicembre 2019

Importi in migliaia di Euro	Note	31/12/2020	31/12/2019
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	8	94.451	103.419
Diritti d'uso	9	10.348	12.982
Avviamento	10	884	4.537
Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali	11	253.276	329.139
Altre attività non correnti	12	8.495	7.146
Imposte differite attive	13	37.572	27.966
Totale attività non correnti		405.026	485.189
Attività correnti
Rimanenze	14	3.160	3.518
Crediti commerciali	15	24.062	25.888
Crediti per imposte sul reddito	13	866	278
Altri crediti	16	20.923	15.709
Crediti verso controllante	17	-	193
Attività finanziarie	18	229	1.831
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	19	4.569	11.916
Totale attività correnti		53.809	59.333
TOTALE ATTIVITÀ		458.835	544.522
PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
Capitale sociale	20	23.353	23.353
Riserve	20	189.280	189.435
Altre componenti di patrimonio netto	20	(647)	433
Risultato del periodo	20	(34.222)	(623)
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO		177.764	212.598
Patrimonio netto di Terzi		169	174
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO E DI TERZI		177.933	212.772
PASSIVITÀ
Passività non correnti
Debiti finanziari a lungo termine	21	51.193	47.603
Debiti per lease a lungo termine	22	4.077	4.688
TFR, quiescenza ed obblighi simili	23	5.055	5.036
Fondo imposte differite	13	7.476	81.682
Altri debiti	24	2.741	2.889
Fondi	25	129.080	123.105
Debiti per imposte sul reddito	13	4.032	-
Totale passività non correnti		203.654	265.003
Passività correnti
Debiti commerciali	26	25.622	23.689
Debiti finanziari correnti	21	34.620	26.680
Debiti per lease correnti	22	842	802
Altri debiti	24	14.112	14.411
Debiti per imposte sul reddito	13	2.052	1.165
Totale passività correnti		77.248	66.747
TOTALE PASSIVITÀ		280.902	331.750
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		458.835	544.522

Per un dettaglio delle transazioni con parti correlate si rinvia alla nota n. 34, Rapporti con parti correlate.

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO

Per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019

Importi in migliaia di Euro	Note	2020	2019
Ricavi	27	67.762	84.770
Altri ricavi e proventi	27	7.726	8.774
Totale Ricavi		75.488	93.544
Costi per materie prime e materiali di consumo	28	(21.290)	(28.125)
Costi per servizi e altri	28	(35.649)	(33.701)
Costo del personale	29	(8.499)	(9.938)
Proventi e (oneri) diversi	30	242	2.051
Ammortamenti	8-9-10	(18.215)	(19.265)
Svalutazioni	8-9-10	(99.536)	-
RISULTATO OPERATIVO		(107.459)	4.566
Proventi finanziari	31	249	68
Oneri finanziari	31	(6.016)	(5.596)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		(113.226)	(962)
Imposte sul reddito	13	79.004	344
RISULTATO DEL PERIODO		(34.222)	(618)
Gruppo		(34.222)	(623)
Terzi		-	5
Utile (perdita) per azione base (importi in Euro)	32	(0,79)	(0,01)
Utile (perdita) per azione diluito (importi in Euro)	32	(0,79)	(0,01)

Per un dettaglio delle transazioni con parti correlate si rinvia alla nota n. 34, Rapporti con parti correlate.

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO

Per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019

Importi in migliaia di Euro	2020	2019
Risultato del periodo	(34.222)	(618)
Altre componenti di conto economico complessivo che saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Rivalutazione a Patrimonio Netto delle attività disponibili per la vendita Imposte	1.682 (20)	- -
Variazioni di fair value dei derivati in regime di hedge accounting Imposte	(2.420) 628	1.302 (323)
Differenze di conversione nella traduzione dei bilanci di società estere	(541)	(451)
Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Delta attuariali fondo TFR Imposte	31 (7)	(125) 30
Totale altre componenti del conto economico al netto delle imposte	(647)	433
Risultato del periodo complessivo al netto delle imposte	(34.869)	(185)
Attribuibile a: Gruppo Terzi	(34.869) -	(190) 5

Per un maggiore dettaglio si rinvia alla nota n. 20, Patrimonio netto.

Gruppo Gas Plus Bilancio consolidato al 31 dicembre 2020

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO

Per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019

		Riserva	Riserva	Versamenti	Acquisto	Riserva	Riserva	Riserva	Utili	di Risultato	Totale	Totale	Totale
	Capitale	sovrap.	legale	c/ capitale	azioni	cash	differenze	di	Indivisi	esercizio	patrimonio	patrimonio	patrimonio
		azioni			Proprie	flow	attuariali	traduzione			netto	di terzi	netto
					(1)	hedge	TFR	cambio			di gruppo
Saldo al 31 dicembre 2018	23.353	85.605	4.671	7.042	(9.600)	120	(746)	(17)	104.211	(1.851)	212.788	174	212.962
Destinazione utile	-	-	-	-	-	-	-	-	(1.851)	1.851	-	-	-
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(5)	(5)
Variazioni altre riserve	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Risultato del periodo complessivo	-	-	-	-	-	979	(95)	(451)	-	(623)	(190)	5	(185)
Saldo al 31 dicembre 2019	23.353	85.605	4.671	7.042	(9.600)	1.099	(841)	(468)	102.360	(623)	212.598	174	212.772
Destinazione utile	-	-	-	-	-	-	-	-	(623)	623	-	-	-
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	(5)	(5)
Variazioni altre riserve	-	-	-	-	-	(45)	-	-	80	-	35	-	35
Risultato del periodo complessivo	-	-	-	-	-	(1.792)	24	(541)	1.662	(34.222)	(34.869)	-	(34.869)
Saldo al 31 dicembre 2020	23.353	85.605	4.671	7.042	(9.600)	(738)	(817)	(1.009)	103.479	(34.222)	177.764	169	177.933

(1) = al 31 dicembre 2020, Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di 9.600 Euro.

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO

Per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019

Importi in migliaia di Euro	2020	2019
Flussi finanziari dell'attività operativa
Risultato del periodo	(34.222)	(618)
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali e immateriali (1)	18.215	19.265
Svalutazioni delle immobilizzazioni materiali e immateriali	99.536	-
Accantonamento (utilizzo) altri fondi non monetari	(14)	(126)
Attualizzazione fondo abbandono	2.750	2.955
Interessi attivi su crediti vs consorzi non correnti	(69)	-
(Plusvalenze) minusvalenze patrimoniali	38	(1.811)
Variazione imposte differite	(84.387)	(3.319)
Variazione delle attività e passività operative
Variazione rimanenze	358	30
Variazione crediti commerciali verso terzi e collegate	2.607	2.346
Variazione debiti commerciali verso terzi e collegate	1.933	(6.346)
Oneri d'abbandono sostenuti	(1.670)	(482)
Variazione TFR, quiescenza ed obblighi simili	50	(33)
Variazione delle altre passività e attività operative	(1.869)	(3.539)
Flussi finanziari netti dell'attività operativa	3.256	8.322
Flussi finanziari dell'attività di investimento
Uscite per acquisto beni materiali e immateriali (1)	(20.385)	(16.341)
Acquisizione da aggregazioni di imprese, al netto della cassa acquisita	-	(12.057)
Ricavi per cessioni immobilizzazioni	-	3.314
Flussi finanziari netti utilizzati nell'attività di investimento	(20.385)	(25.084)
Flussi finanziari dell'attività finanziamento
Variazione netta delle passività finanziarie	(1.889)	(1.495)
Nuovi finanziamenti bancari	20.600	76.225
Finanziamenti rimborsati	(8.000)	(61.335)
Rimborso dei debiti per lease	(735)	(922)
Dividendi pagati	(5)	(5)
Altre variazioni di patrimonio netto	35	-
Flussi finanziari netti generati (utilizzati) nell' attività di
finanziamento	10.006	12.468
Effetto cambi traduzione bilanci di società estere	(224)	(243)
Incremento (decremento) delle disponibilità liquide	(7.347)	(4.537)
Disponibilità liquide all'inizio del periodo	11.916	16.453
Disponibilità liquide alla fine del periodo	4.569	11.916
Dividendi incassati	242	311
Imposte nette pagate nel periodo	983	2.274
Oneri finanziari netti pagati nel periodo	3.321	3.705

(1) di cui investimenti ed ammortamenti dei costi di esplorazione di riserve di idrocarburi sostenuti nell'esercizio (rispettivamente Euro 347 e Euro 453 nel 2020 e 2019).

NOTE ESPLICATIVE

1. Informazioni generali

Gas Plus S.p.A. è una società per azioni costituita in Italia, iscritta al Registro delle Imprese di Milano (R.I.: 08233870156) e controllata al 73,94% da US.FIN. S.r.l..

Gas Plus S.p.A., ha sede a Milano, in Viale Enrico Forlanini n. 17.

A far data dal 6 dicembre 2006, le azioni di Gas Plus S.p.A. sono quotate sul mercato telematico azionario gestito e organizzato da Borsa Italiana S.p.A..

Il Gruppo opera in Italia e in Europa e svolge le seguenti attività:

• esplorazione e produzione di idrocarburi (Business Unit E&P Exploration & Production);
• distribuzione e trasporto di gas naturale (Business Unit Network & Transportation);
• vendita a clienti finali (Business Unit Retail);
• stoccaggio gas (Business Unit Storage): attività in fase di start up, come documentato nella Relazione sulla Gestione.

Il Gruppo Gas Plus definisce gestionalmente Business Unit (BU) un settore di attività.

La pubblicazione del bilancio consolidato del Gruppo Gas Plus, per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 è stata autorizzata con delibera del Consiglio di Amministrazione del 20 aprile 2021.

Ai sensi della Comunicazione Consob N. DEM/6064296 del 28 luglio 2006, si precisa che i risultati economici del Gruppo risentono dei seguenti fattori:

• nell'ambito della Business Unit E&P Italia, sono stati individuati indicatori di impairment nel quadro economico generale e nel prevedibile andamento dei prezzi degli idrocarburi di lungo periodo, nella revisione negativa delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve, nonché nell'evoluzione del quadro normativo e dei relativi impatti desumibile dal documento di consultazione "Piano per la Transizione Energetica Sostenibile" delle Aree Idonee (PiTESAI)"; detto documento è uno strumento di pianificazione generale, introdotto con la legge n. 12/2019 di conversione del D.L. 135/2018 e a tutt'oggi in corso di approvazione, che mira ad identificare quali aree del territorio nazionale (sia in terra ferma, che in mare) possano ritenersi "idonee" ad ospitare attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi. I test di impairment effettuati hanno comportato l'iscrizione di svalutazioni delle attività materiali e immateriali relative alle concessioni di coltivazione di idrocarburi per Euro 99.536, il rilascio di imposte differite per Euro 19.166 e l'accantonamento di imposte anticipate per Euro 7.464; per maggiori dettagli si rinvia alla nota n. 11, Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali;
• in applicazione dell'art. 110, comma 8 del D.L. n. 104/2020 (cd. Decreto Agosto), successivamente modificato dalla Legge di Bilancio 2021, le società della Business Unit E&P Italia e della Business Unit Network & Transportation hanno deliberato di procedere al riallineamento dei maggiori valori civilistici rispetto ai valori fiscali di immobilizzazioni immateriali e materiali per un importo complessivo di Euro 201.620, stanziando un'imposta sostitutiva di Euro 6.049 (3% da pagarsi in 3 rate costanti annuali a partire dall'anno 2021) e rilasciando imposte differite per Euro 54.911;
• per interpretazioni emerse solo a metà dell'anno 2020 sul testo dei nuovi commi 7-bis e 7-ter dell'art. 19 del D. Lgs. n. 625/96 come modificati dalla Legge di Bilancio 2020, la B.U. E&P ha previsto in questo esercizio lo stanziamento delle maggiori royalties gravanti sulle produzioni di

idrocarburi relative all'anno 2019 per Euro 2.435 e provveduto al pagamento nel mese di agosto 2020;

• è stato accantonato, nell'ambito della B.U. Retail, in relazione all'esito negativo di una vertenza legale relativa ad una gara di un comune, un fondo rischi legali per Euro 600.

Si segnala, inoltre, che i risultati del conto economico complessivo del Gruppo risentono dell'aggiornamento dei parametri di valutazione della partecipazione in Serenissima Gas S.p.A., per un maggior valore di carico di Euro 1.682. Per maggiori dettagli si rinvia alla nota n. 12, Altre attività finanziarie non correnti.

Oltre a quanto qui sopra evidenziato, non vi sono state altre operazioni non ricorrenti.

Il bilancio consolidato del Gruppo Gas Plus al 31 dicembre 2020 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

2. Forma e contenuto del bilancio

Il bilancio consolidato per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 è stato predisposto nel rispetto degli IFRS emessi dall'International Accounting Standards Board ("IASB") e omologati dall'Unione Europea ("IFRS"), delle delibere Consob n. 15519 e n. 15520 del 27 luglio 2006, della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, nonché dell'articolo 149 - duodecies del Regolamento Emittenti. Per IFRS si intendono anche tutti i principi contabili internazionali rivisti ("IAS") e tutte le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee ("IFRIC"), incluse quelle precedentemente emesse dallo Standing Interpretations Committee ("SIC"), nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D. Lgs. n° 38/2005.

Per ragioni di comparabilità sono stati altresì presentati anche i dati comparativi all'esercizio precedente, in applicazione di quanto richiesto dallo IAS 1 - Presentazione del bilancio.

Ai sensi della delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, gli eventi e le operazioni non ricorrenti sono identificati prevalentemente in base alla natura delle operazioni. In particolare tra gli oneri/proventi non ricorrenti vengono incluse le fattispecie che per loro natura non si verificano continuativamente nella normale attività operativa e, più in dettaglio:

• proventi/oneri derivanti dalla cessione di immobili;

• proventi/oneri derivanti dalla cessione di rami d'azienda e di partecipazioni incluse tra le attività non correnti;

• eventuali oneri/proventi derivanti da processi di riorganizzazione connessi ad operazioni societarie straordinarie (fusioni, scorpori, acquisizioni e altre operazioni societarie).

Sempre in relazione alla suddetta delibera Consob, nei prospetti di bilancio sono stati evidenziati gli ammontari delle posizioni o transazioni con parti correlate, che sono anche riportati nella nota n. 34, Rapporti con parti correlate.

Il bilancio consolidato è stato redatto in conformità ai principi contabili internazionali (IAS/IFRS), sulla base del principio del costo storico, ad eccezione delle attività finanziarie rappresentate da titoli per i quali si è optato per la classificazione tra le attività finanziarie valutate al fair value con imputazione a conto economico e delle attività disponibili per la vendita, la cui variazione di fair value è imputata direttamente a patrimonio netto.

I bilanci utilizzati ai fini del consolidamento sono quelli predisposti dall'organo amministrativo delle controllate per l'approvazione da parte delle Assemblee delle singole società, opportunamente riclassificati e rettificati per adeguarli ai criteri di Gruppo.

Il presente Bilancio è stato redatto nel presupposto della continuità aziendale, in quanto gli Amministratori hanno verificato l'insussistenza di indicatori di carattere finanziario, gestionale o di altro genere che potessero segnalare criticità circa la capacità del Gruppo di far fronte alle proprie obbligazioni nel prevedibile futuro. I rischi e le incertezze relative al business sono descritti nelle sezioni dedicate della Relazione sulla Gestione. La descrizione di come il Gruppo gestisce i rischi finanziari, tra i quali quello di liquidità e di capitale è contenuta nella nota n. 36, Gestione dei rischi finanziari: obiettivi e criteri.

Il bilancio consolidato è presentato in migliaia di Euro in quanto questa è la valuta in cui è condotta la maggior parte delle operazioni del Gruppo e gli importi sono esposti in migliaia di Euro, salvo i dati per azione, che sono esposti in Euro, o quando diversamente indicato.

Per quanto riguarda la presentazione del bilancio il Gruppo ha effettuato le seguenti scelte:

• nello stato patrimoniale consolidato sono esposte separatamente le attività correnti e non correnti e le passività correnti e non correnti. Le attività correnti che includono liquidità e mezzi equivalenti sono quelle destinate ad essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo del Gruppo. Le attività non correnti comprendono i saldi attivi con ciclo di realizzo oltre i dodici mesi, comprese le immobilizzazioni materiali, immateriali e finanziarie e le imposte anticipate. Le passività correnti comprendono i debiti esigibili entro i dodici mesi, compresa la quota corrente dei finanziamenti non correnti. Le passività non correnti comprendono i debiti esigibili oltre i dodici mesi, compresi i debiti finanziari, i fondi relativi al personale e le imposte differite;
• il conto economico consolidato presenta una classificazione dei costi per natura ed evidenzia il risultato prima degli oneri finanziari e delle imposte. Viene evidenziato il risultato netto di competenza dei terzi ed il risultato netto di competenza del gruppo;
• il conto economico complessivo consolidato, presentato separatamente dal conto economico, raccoglie le variazioni non transitate a Conto Economico, ma imputate direttamente a patrimonio netto consolidato sulla base di specifici principi contabili IAS/IFRS;
• il prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato riporta le informazioni con evidenza separata del risultato di esercizio complessivo e di ogni altra variazione non transitata a conto Economico, ma imputata direttamente a patrimonio netto consolidato sulla base di specifici principi contabili IAS/IFRS. Tale prospetto include solo i dettagli delle transazioni con i soci, le transazioni con i non soci sono presentate in una riconciliazione di ciascun componente di patrimonio netto;
• il rendiconto finanziario consolidato evidenzia separatamente i flussi finanziari derivanti dall'attività operativa, di investimento e di finanziamento. Per la sua redazione è stato utilizzato il metodo indiretto.

3. Area di consolidamento

Il bilancio consolidato comprende il bilancio della capogruppo Gas Plus S.p.A., ed il bilancio delle imprese sulle quali Gas Plus S.p.A. ha il diritto di esercitare, direttamente o indirettamente, il controllo, determinandone le scelte finanziarie e gestionali e ottenendone i benefici relativi.

Per società controllata si intendono tutte le imprese in cui il gruppo esercita il controllo, così come definito dall'IFRS 10 – Bilancio Consolidato. Tale controllo si basa sulla presenza contemporanea dei seguenti tre elementi:

Gruppo Gas Plus

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2020 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

• potere sull'impresa controllata;
• esposizione, o diritti, a rendimenti variabili derivanti dal coinvolgimento con la stessa;
• capacità di utilizzare il potere per influenzare l'ammontare di tali rendimenti variabili.

Società controllate

Le società controllate consolidate integralmente al 31 dicembre 2020 sono le seguenti:

Denominazione, sede ed attività	Capitale	% di	Società	% di	% voti
svolta	sociale	possesso	Controllante	possesso	spettanti in
		diretta		indiretta	assemblea
GP Infrastrutture S.r.l.	€ 30.730.000	100%		0%	100%
Milano (operante nella
distribuzione di gas e fornitura di
altri servizi pubblici)
Gas Plus Energia S.r.l.	€ 51.480	85,29%		0%	85,29%
Milano (operante nell'attività di
gestione degli impianti termici gas)
Gas Plus Italiana S.r.l.	€ 70.000.000	100%		0%	100%
Milano (operante nell'attività di
esplorazione, produzione e vendita
di gas)
Società Padana Energia S.r.l. (1)
	€ 20.010.000	100%		0%	100%
Milano (operante nell'attività di
esplorazione, produzione e vendita
di gas ed olio)
Gas Plus Vendite S.r.l.,	€ 1.000.000	100%
Milano (operante nell'attività di
vendita di gas naturale)
Reggente S.p.A.(1)	€ 260.000		Gas Plus Italiana S.r.l.	81,63%	81,63%
Lucera (Fg) (operante nell'attività
di trattamento e compressione gas)
GP Infrastrutture Trasporto	€ 110.000		GP Infrastrutture S.r.l.	100%	100%
S.r.l.(1)
Milano (operante nell'attività di
trasporto regionale del gas)
Rete Gas Fidenza S.r.l.			GP Infrastrutture S.r.l.	100%	100%
Fidenza (operante nella
distribuzione di gas e fornitura di
altri servizi pubblici)
Gas Plus International Holding	€ 10.000	100%		0%	100%
S.r.l. Milano (holding industriale)
Gas Plus International B.V. (1)	€ 10.000.000		Gas Plus International	100%	100%
L'Aja – Paesi Bassi (holding)			Holding S.r.l.
Gas Plus Netherlands B.V.(1)	€ 18.000	100%		0%	100%
L'Aja – Paesi Bassi (operante
nell'attività di esplorazione)
Gas Plus Storage S.r.l.	€ 2.000.000	100%		0%	100 %
Milano (costituita per operare
nell'attività di stoccaggio gas)
Gas Plus Dacia S.r.l. (1)	RON		Gas Plus International B.V.	100%	100%
Bucarest – Romania (operante	122.000.000		(99,9997%)
nell'attività di esplorazione,			Gas Plus International
produzione e vendita di gas)			Holding S.r.l. (0,0003%)

(1) controllate indirettamente

Nel corso dell'esercizio 2020, la società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. ha incrementato il proprio capitale sociale da RON 102.000.000 a RON 122.000.000, per far fronte alle attività di sviluppo del Progetto Midia in Romania.

In data 3 febbraio 2020, è stata venduta da Gas Plus International B.V. a Gas Plus S.p.A. la partecipazione in Gas Plus Netherlands B.V. per il prezzo di Euro 18.000 equivalente al capitale sociale della partecipata al 100%.

Dal 14 dicembre 2020, ha efficacia civilistica la fusione inversa per incorporazione di Idrocarburi Italiana S.r.l. in Società Padana Energia S.p.A.. A partire dalla medesima data, quest'ultima società ha trasformato la sua forma giuridica in società a responsabilità. Ai fini contabili e fiscali, la fusione ha efficacia a partire dal 1° gennaio 2020.

In relazione all'area di consolidamento, non sono intervenute altre variazioni nel corso dell'anno 2020, oltre a quanto indicato in precedenza.

4. Principi contabili e criteri di valutazione

Principi di consolidamento

Il bilancio consolidato comprende il bilancio della capogruppo Gas Plus S.p.A. e delle sue controllate al 31 dicembre 2020.

Per società controllata si intendono tutte le imprese in cui il gruppo esercita il controllo, così come definito dall'IFRS 10 – Bilancio Consolidato. Tale controllo si basa sulla presenza contemporanea dei seguenti tre elementi:

• potere sull'impresa controllata;
• esposizione, o diritti, a rendimenti variabili derivanti dal coinvolgimento con la stessa;
• capacità di utilizzare il potere per influenzare l'ammontare di tali rendimenti variabili.

Il Gruppo riconsidera se ha o meno il controllo di una partecipata se i fatti e le circostanze indicano che ci siano stati dei cambiamenti in uno o più dei tre elementi rilevanti ai fini della definizione di controllo. I bilanci delle Società controllate sono consolidati integralmente a partire dalla data di acquisizione, ovvero alla data in cui il Gruppo acquisisce il controllo, e cessano di essere consolidate alla data in cui il controllo è trasferito al di fuori del Gruppo.

Quando la quota di patrimonio netto detenuto dalla controllante cambia, senza che questo si traduca in una perdita di controllo, tale cambiamento deve essere contabilizzato a patrimonio netto. Se il Gruppo perde il controllo deve:

• eliminare le attività (incluso qualsiasi avviamento) e le passività della controllata;
• eliminare il valore contabile di tutte le quote di minoranza;
• eliminare le differenze cambio cumulate rilevate a patrimonio netto;
• rilevare il fair value del corrispettivo ricevuto;
• rilevare il fair value della quota di partecipazione eventualmente mantenuta;
• rilevare l'utile o la perdita nel conto economico;
• riclassificare la quota di competenza della controllante delle componenti in precedenza rilevate nel conto economico complessivo a conto economico o tra gli utili a nuovo, come se il Gruppo avesse provveduto direttamente alla cessione delle attività o passività correlate.

I bilanci delle controllate sono redatti adottando per ciascuna chiusura contabile i medesimi principi contabili della controllante o apportando le opportune rettifiche, al fine di garantire la conformità alle politiche contabili del gruppo.

La data di chiusura dei bilanci delle società controllate corrisponde alla data di chiusura del bilancio della capogruppo.

I bilanci di ciascuna società appartenente al Gruppo vengono preparati nella valuta dell'ambiente economico primario in cui essa opera (valuta funzionale). Nella preparazione dei bilanci delle singole entità, le operazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono inizialmente rilevate ai cambi alle date delle stesse. Alla data di bilancio le attività e le passività monetarie denominate nelle succitate valute sono riespresse ai cambi correnti a tale data. Le attività non monetarie espresse a fair value che sono denominate in valuta estera sono convertite ai cambi in essere alla data in cui furono determinati i fair value. Le attività non monetarie valutate al costo storico espresso in una valuta estera non sono riconvertite alla data di bilancio. Le differenze di cambio emergenti dalla regolazione delle poste monetarie e dalla riesposizione delle stesse ai cambi correnti alla fine dell'esercizio sono imputate al conto economico dell'esercizio, ad eccezione delle differenze cambio su attività non monetarie espresse a fair value in cui le variazioni di fair value sono iscritte direttamente a patrimonio netto, così come la componente cambi.

Ai fini della presentazione del bilancio consolidato, le attività e le passività delle imprese controllate estere, le cui valute funzionali sono diverse dall'euro, sono convertite ai cambi correnti alla data di bilancio. I proventi e gli oneri sono convertiti ai cambi medi del periodo. Le differenze cambio emergenti sono rilevate nella voce del patrimonio netto Riserva di traduzione. Tale riserva è rilevata nel conto economico come provento o come onere nel periodo in cui la relativa impresa controllata è ceduta.

Nell'area di consolidamento non vi sono imprese controllate che appartengono a Paesi ad economia iperinflazionata.

L'avviamento e le altre rettifiche per esporre a fair value le attività e le passività di entità estere acquisite sono rilevati come attività e passività della società estera e sono convertiti al cambio di fine anno.

Il cambio applicato nella conversione del bilancio della società estera di un paese non aderente all'Euro è il seguente:

	2020		2019
	Medio	31/12	Medio	31/12
Nuovo Leu rumeno	4,8383	4,8683	4,7453	4,783

L'acquisizione di imprese controllate è contabilizzata secondo il metodo dell'acquisizione. Il costo dell'acquisizione è determinato dalla sommatoria dei valori correnti, alla data di ottenimento del controllo, delle attività date, delle passività sostenute o assunte, e degli strumenti finanziari emessi dal Gruppo in cambio del controllo dell'impresa acquisita.

L'applicazione delle tecniche di consolidamento comporta le seguenti principali rettifiche:

• il valore contabile delle partecipazioni in imprese incluse nell'area di consolidamento è eliminato contro le corrispondenti frazioni del patrimonio netto delle stesse alla data di acquisizione;
• la differenza tra il costo sostenuto per l'acquisizione della partecipazione e la relativa quota del patrimonio netto è iscritta in bilancio all'atto dell'acquisto ai singoli elementi dell'attivo e del passivo patrimoniale al loro valore corrente. L'eventuale differenza residua se positiva è attribuita alla voce avviamento, se negativa viene imputata al conto economico;
• la quota di interessenza degli azionisti di minoranza viene determinata in base alla percentuale da essi detenuta nei fair value delle attività e passività iscritte alla data dell'acquisizione originaria e nelle variazioni di patrimonio netto dopo tale data;
• nella predisposizione del bilancio consolidato, i crediti e i debiti, gli oneri e i proventi derivanti da operazioni effettuate tra società consolidate sono eliminati integralmente al pari degli utili e delle

perdite non realizzate su operazioni infragruppo; le perdite non sono eliminate nel caso in cui esse rappresentino un effettivo minor valore del bene.

Criteri di valutazione

Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari acquisiti separatamente sono iscritti al costo, mentre quelli acquisiti attraverso operazioni di aggregazione di imprese sono contabilizzati in base al fair value determinato alla data di acquisizione.

Gli immobili, gli impianti e i macchinari sono rilevati al costo, comprensivo dei costi accessori direttamente imputabili e necessari alla messa in funzione del bene per l'uso per cui è stato acquistato e, quando rilevante ed in presenza di obbligazioni attuali, del valore attuale del costo stimato per lo smantellamento e la rimozione dell'attività. Qualora parti significative di tali attività materiali abbiano differenti vite utili, tali componenti sono contabilizzate separatamente. I terreni, sia liberi da costruzione sia pertinenziali a fabbricati, non sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.

L'ammortamento delle seguenti categorie di beni è calcolato a quote costanti in base alla vita utile stimata del bene, utilizzando le seguenti aliquote annuali:

	Aliquota
Categoria:	d'ammortamento
Immobili civili	3,0%
Immobili industriali	5,5%
Costruzioni leggere	10,0%
Centrali gas	15,0%
Centrali termoelettriche	9,0%
Rete di trasporto gas	2,4%
Apparecchiature cabina gas metano	8,0%
Derivazioni e prese d'utenza	2,6%
Apparecchiature di misura	10,0%
Attrezzi	10,0%
Mobili/arredi/macchine d'ufficio	12,0%
Impianti telefonici	20,0%
Macchine elettroniche	20,0%
Automezzi	20,0-25,0%
Altri impianti	8,0-10,0%

L'ammortamento degli impianti di estrazione di gas (Business Unit E&P) è calcolato in base alla vita utile stimata del bene, utilizzando il metodo dell'unità di prodotto.

Al momento della vendita o quando non sussistono benefici economici futuri attesi dall'uso di un bene, esso viene eliminato dal bilancio e l'eventuale perdita o utile (calcolata come differenza tra il valore di cessione e il valore di carico) viene rilevata a conto economico al momento della suddetta eliminazione. Il valore residuo del bene, la vita utile e i metodi di ammortamento applicati sono rivisti con frequenza annuale e adeguati se necessario alla fine di ciascun esercizio.

Aggregazioni aziendali e avviamento

Le aggregazioni aziendali sono contabilizzate utilizzando il metodo dell'acquisizione. Il costo di un'acquisizione è valutato come somma del corrispettivo trasferito misurato al fair value (valore equo) alla data di acquisizione e dell'importo di qualsiasi partecipazione di minoranza nell'acquisita. Per ogni aggregazione aziendale, il Gruppo definisce se misurare la partecipazione di minoranza nell'acquisita

al fair value oppure in proporzione alla quota della partecipazione di minoranza nelle attività nette identificabili dell'acquisita. I costi di acquisizione sono spesati nell'esercizio in cui vengono sostenuti e classificati per natura.

Quando il Gruppo acquisisce un business, deve classificare o designare le attività finanziarie acquisite o le passività assunte in accordo con i termini contrattuali, le condizioni economiche e le altre condizioni pertinenti in essere alla data di acquisizione. Ciò include la verifica per stabilire se un derivato incorporato debba essere separato dal contratto primario.

Se l'aggregazione aziendale è realizzata in più fasi, la partecipazione precedentemente detenuta è ricondotta al fair value alla data di acquisizione e l'eventuale utile o perdita risultante è rilevata nel conto economico.

L'eventuale corrispettivo potenziale da riconoscere è rilevato dall'acquirente al fair value alla data di acquisizione. La variazione del fair value del corrispettivo potenziale classificato come attività o passività, quale strumento finanziario che sia oggetto dell'IFRS 9, Strumenti finanziari, deve essere rilevata nel conto economico o nel prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo. Nei casi in cui il corrispettivo potenziale non ricade nello scopo dell'IFRS 9, è misurato in accordo con l'appropriato IFRS. Se il corrispettivo potenziale è classificato nel patrimonio netto, il suo valore non deve essere ricalcolato e la sua successiva regolazione è contabilizzata nel patrimonio netto.

Inoltre, qualora al termine dell'esercizio in cui ha luogo l'aggregazione, la contabilizzazione iniziale di una aggregazione aziendale è incompleta (tra cui l'avviamento risultante o l'utile derivante da un acquisto a prezzi favorevoli), viene rilevato l'importo provvisorio degli elementi la cui contabilizzazione è incompleta. Durante il periodo di valutazione, il quale termina appena ricevute le informazioni su fatti e circostanze in essere alla data di acquisizione o appurato che non è possibile ottenere maggiori informazioni, gli importi provvisori vengono rettificati con effetto retroattivo, così da riflettere le nuove informazioni apprese su fatti e circostanze in essere alla data di acquisizione che, se note, avrebbero influenzato la valutazione degli importi rilevati in tale data. Tuttavia, il periodo di valutazione non si protrae per oltre un anno dalla data di acquisizione. Al termine del periodo di valutazione, la contabilizzazione per un'aggregazione aziendale viene rivista soltanto per correggere un errore in conformità allo IAS 8, Principi contabili, Cambiamenti nelle stime contabili ed Errori.

L'avviamento è inizialmente valutato al costo rappresentato dall'eccedenza dell'insieme del corrispettivo corrisposto e dell'importo iscritto per le interessenze di minoranza rispetto alle attività nette identificabili acquisite e le passività assunte dal Gruppo. Se il corrispettivo è inferiore al fair value delle attività nette della controllata acquisita, la differenza è rilevata nel conto economico.

Dopo la rilevazione iniziale, l'avviamento è valutato al costo al netto delle perdite di valore accumulate. Al fine della verifica per riduzione di valore (impairment), l'avviamento acquisito in un'aggregazione aziendale è allocato, dalla data di acquisizione, ad ogni unità generatrice di flussi di cassa del Gruppo che si prevede benefici delle sinergie dell'aggregazione, a prescindere dal fatto che altre attività o passività dell'entità acquisita siano assegnate a tali unità. La perdita di valore è determinata definendo il valore recuperabile dell'unità generatrice di flussi (o gruppo di unità) cui è allocato l'avviamento. Quando il valore recuperabile dell'unità generatrice di flussi (o gruppo di unità) è inferiore al valore contabile, viene rilevata una perdita di valore.

Se l'avviamento è stato allocato a un'unità generatrice di flussi finanziari e l'entità dismette parte delle attività di tale unità, l'avviamento associato all'attività dismessa deve essere incluso nel valore contabile dell'attività quando si determina l'utile o la perdita derivante dalla dismissione. L'avviamento associato con l'attività dismessa deve essere determinato sulla base dei valori relativi dell'attività dismessa e della parte mantenuta dell'unità generatrice di flussi finanziari.

Attività immateriali

Un'attività immateriale viene rilevata contabilmente solo se è identificabile, controllabile, ed è prevedibile che generi benefici economici futuri e il suo costo può essere determinato in modo attendibile.

Le attività immateriali acquisite separatamente sono iscritte inizialmente al costo, mentre quelle acquisite attraverso operazioni di aggregazione di imprese sono contabilizzate al fair value alla data di acquisizione. Dopo la rilevazione iniziale, le attività immateriali sono iscritte al costo al netto dei fondi di ammortamento e di eventuali perdite di valore accumulate. Le attività immateriali prodotte internamente, ad eccezione dei costi di esplorazione e di ricerca mineraria (per cui si rimanda al relativo criterio) non sono capitalizzate, e si rilevano nel conto economico dell'esercizio in cui sono state sostenute.

La vita utile delle attività immateriali è valutata come definita o indefinita.

Le attività immateriali con vita definita sono ammortizzate lungo la loro vita utile e sottoposte a test di recuperabilità (impairment) ogni volta che vi siano indicazioni di una possibile perdita di valore. Il periodo e il metodo di ammortamento ad esse applicato vengono riesaminati alla fine di ciascun esercizio o più frequentemente se necessario. Variazioni della vita utile attesa o delle modalità con cui i futuri benefici economici legati all'attività immateriale sono conseguiti dal Gruppo sono rilevate modificando il periodo o il metodo di ammortamento, come adeguato, e trattate come modifiche delle stime contabili. Le quote di ammortamento delle attività immateriali con vita definita sono rilevate a conto economico nella categoria di costo coerente con la funzione dell'attività immateriale.

I tassi annui di ammortamento utilizzati sono correlati al periodo di prevista utilità.

In base all'interpretazione IFRIC 12, Accordi per servizi in concessione, gli impianti di distribuzione che le società controllate GP Infrastrutture S.r.l. e Rete Gas Fidenza S.r.l. gestiscono in regime di concessione sono stati riclassificati tra le attività immateriali.

Tale interpretazione definisce i criteri di rilevazione e valutazione da adottare per gli accordi tra settore pubblico e privato relativi allo sviluppo, finanziamento, gestione e manutenzione di infrastrutture in regime di concessione. In particolare, essa prevede che nei casi in cui il soggetto concedente controlli l'infrastruttura, regolando/controllando le caratteristiche dei servizi forniti, i prezzi applicabili e mantenendo un interesse residuo sull'attività, il concessionario rilevi il diritto all'utilizzo della stessa ovvero un'attività finanziaria in funzione delle caratteristiche degli accordi in essere.

Relativamente al conto economico l'applicazione di tale interpretazione non ha determinato alcun effetto, in relazione al fatto che il processo di ammortamento delle attività relative agli accordi per servizi in concessione è rimasto invariato e continua ad essere operato considerando le modalità attese di ottenimento dei benefici economici derivanti dall'utilizzo e dal valore residuo dell'infrastruttura, cosi come previsti dal quadro normativo di riferimento.

Le vite economico-tecniche utilizzate per gli ammortamenti degli impianti di distribuzione in concessione sono le seguenti:

	Aliquota
Categoria:	d'ammortamento
Rete di distribuzione gas	2,0%
Apparecchiature cabina gas metano	8,0%
Derivazioni e prese d'utenza	2,6%
Apparecchiature di misura	10,0%

Le attività immateriali con vita utile indefinita non sono ammortizzate, ma sono sottoposte annualmente alla verifica di perdita di valore (impairment test), sia a livello individuale sia a livello di unità generatrice di cassa. La valutazione della vita utile indefinita è rivista annualmente per determinare se tale attribuzione continua ad essere sostenibile; altrimenti, il cambiamento da vita utile indefinita a vita utile definita si applica su base prospettica.

Gli utili o le perdite derivanti dall'eliminazione di un bene immateriale sono misurati come la differenza fra il ricavo netto della dismissione e il valore contabile dell'attività immateriale e sono rilevati a conto economico nell'esercizio in cui avviene l'eliminazione.

Attività minerarie

Metodologia di rilevazione delle concessioni di coltivazione, contabilizzate tra le immobilizzazioni immateriali

Le concessioni di coltivazione acquisite separatamente sono iscritte al costo, mentre quelle acquisite attraverso operazioni di aggregazione di imprese (business combination) sono contabilizzate in base al fair value alla data di acquisizione.

La voce concessioni di coltivazione accoglie i costi di acquisizione di permessi di ricerca e di titoli minerari.

I costi per l'acquisizione dei permessi di ricerca sono ammortizzati per quote costanti lungo la durata del permesso stesso; se il permesso di ricerca viene abbandonato, il costo residuo è imputato a conto economico.

I costi per l'acquisizione di titoli minerari sono rilevati solo se sostenuti verso terzi in relazione alle attività acquisite (riserve certe, riserve probabili e possibili).

Quando l'acquisto riguarda nel complesso riserve e potenziale esplorativo, il costo è attribuito alle diverse risorse minerarie acquisite sulla base del valore determinato attualizzando i corrispondenti flussi di cassa attesi.

I titoli minerari sono ammortizzati in base al metodo dell'unità di prodotto, a partire dall'avvio della produzione delle riserve di idrocarburi, rapportando la quantità estratta nel corso dell'esercizio alla quantità di riserve estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio. Il metodo applicato realizza una correlazione diretta tra investimenti e riserve.

Le concessioni di coltivazione sono assoggettate a verifica della recuperabilità del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma dell'impegno a proseguire l'iniziativa mineraria e considerando fatti e circostanze che possano evidenziare la presenza di indicatori di perdite di valore.

Costi di esplorazione, ricerca e sviluppo

I costi sostenuti per accertare l'esistenza di un nuovo giacimento sia prima dell'acquisizione dei titoli minerari, sia successivamente alla stessa (prospezione delle aree, sondaggi esplorativi, rilievi geologici e geofisici, perforazione di pozzi esplorativi, acquisizione di dati sismici rilevati da terzi, prove di completamento, etc.) sono imputati all'attivo patrimoniale, per rappresentarne la natura di investimento ed ammortizzati interamente nell'esercizio in cui sono sostenuti.

Tuttavia i costi per la perforazione di pozzi esplorativi e le prove di completamento, qualora il pozzo sia completato e messo in produzione, sono sospesi tra le attività materiali e ammortizzati in base al metodo dell'unità di prodotto dal momento in cui viene iniziata la produzione di gas naturale. Fino a che l'attività di produzione non è iniziata tali costi sono sospesi tra le immobilizzazioni materiali in corso.

I costi di ricerca sono imputati a conto economico nel momento in cui sono sostenuti.

I costi di sviluppo sostenuti per l'accertamento di riserve certe, la costruzione ed installazione degli impianti necessari all'estrazione, trattamento, raccolta di idrocarburi sono imputati all'attivo patrimoniale ed ammortizzati con il metodo dell'unità di prodotto dal momento in cui viene iniziata la produzione di idrocarburi. Fino a che l'attività di produzione non è iniziata tali costi sono sospesi tra le immobilizzazioni materiali in corso. Con tale metodo l'aliquota di ammortamento è individuata rapportando la quantità estratta nel corso dell'esercizio alla quantità di riserve estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio, con riferimento all'insieme che realizza una correlazione diretta tra investimenti e riserve.

Le spese relative ai costi di sviluppo con esito minerario negativo o incidentati sono imputati a conto economico.

Le svalutazioni dei costi di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti per le attività materiali.

Costi di produzione

I costi relativi all'attività di produzione (estrazione, manutenzione ordinaria dei pozzi, trasporto, etc.) sono imputati a conto economico nell'esercizio in cui sono sostenuti.

Perdita di valore di attività non finanziarie

La recuperabilità delle attività non finanziarie (attività materiali, attività immateriali e diritti d'uso) è verificata quando eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile.

La valutazione di recuperabilità è effettuata per singola cash generating unit (di seguito anche "CGU") rappresentata dal più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attività.

La definizione delle CGU è operata considerando, tra l'altro, le modalità con cui il management controlla l'attività operativa (ad es. per linee di business) o assume decisioni in merito a mantenere operativi o dismettere i beni e le attività della società.

Le CGU possono includere i corporate assets, ossia attività che non generano flussi di cassa autonomi, attribuibili su basi ragionevoli e coerenti. I corporate assets non attribuibili ad una specifica CGU sono allocati ad un aggregato più ampio costituito da più CGU. Con riferimento all'avviamento, la verifica è effettuata, almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore, a livello del più piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell'investimento che include l'avviamento stesso. I diritti d'uso, che generalmente non producono flussi di cassa autonomi, sono allocati alla CGU a cui si riferiscono; i diritti d'uso che non sono specificatamente allocabili alle CGU sono considerati corporate asset.

La recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d'uso. Quest'ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso della CGU e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della relativa vita utile al netto dei costi di dismissione. I flussi di cassa attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e supportabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche che si verificheranno nella residua vita utile della CGU, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall'esterno.

Per quanto riguarda i prezzi delle commodity, il management assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico-finanziarie. In particolare, per i flussi di cassa associati al gas naturale e greggio si basa sulle ipotesi relative all'evoluzione dei fondamentali e, nel breve-medio termine, considera

anche le previsioni degli analisti di mercato e, laddove ci sia un sufficiente livello di liquidità e affidabilità, sulla rilevazione dei prezzi a termine desumibili dal mercato.

Nel caso di concessioni di sfruttamento minerario, i flussi di cassa attesi sono stimati tenendo conto delle riserve certe sviluppate e non sviluppate e delle riserve probabili, nonché tra l'altro dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla produzione. Il livello futuro di produzione è stimato sulla base delle assunzioni relative ad una serie di fattori, tra i quali i prezzi futuri degli idrocarburi, i costi di estrazione e di sviluppo, il declino produttivo dei giacimenti, l'offerta e la domanda di idrocarburi e gli sviluppi del quadro normativo.

Ai fini della determinazione del valore d'uso, i flussi di cassa previsti sono oggetto di attualizzazione ad un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. In particolare, il tasso di sconto utilizzato è il Weighted Average Cost of Capital (WACC) il quale è differenziato in funzione della rischiosità espressa dai settori/business in cui opera l'attività. Sono definiti specifici WACC sulla base di un campione di società comparabili.

Il valore d'uso è determinato al lordo ovvero al netto dell'effetto fiscale in quanto questo metodo produce valori sostanzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa al lordo delle imposte ad un tasso di sconto ante imposte derivato, in via iterativa, dal risultato della valutazione post imposte.

Quando il valore di iscrizione della CGU comprensivo dell'eventuale avviamento a essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svalutazioni delle attività non correnti che fanno parte della CGU, è superiore al valore recuperabile, la differenza è oggetto di svalutazione ed è attribuita in via prioritaria all'avviamento fino a concorrenza del suo ammontare; l'eventuale eccedenza della svalutazione rispetto all'avviamento è imputata pro quota al valore di libro delle attività che costituiscono la CGU, fino all'ammontare del valore recuperabile delle attività a vita utile definita.

Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le attività sono rivalutate e la rettifica è rilevata a conto economico; la ripresa di valore è effettuata per un importo pari al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione. Le svalutazioni dell'avviamento non sono oggetto di ripresa di valore.

Avviamento

L'avviamento è sottoposto a verifica di perdita di valore almeno una volta l'anno (al 31 dicembre) e, con maggiore frequenza, quando le circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione potrebbe essere soggetto a perdita di valore.

Per quanto concerne la metodologia relativa al test di impairment si rimanda al paragrafo Perdita di valore di attività non finanziarie sopra riportato.

In merito al valore dell'avviamento emerso in sede di allocazione definitiva del costo di acquisizione della Società Rete Gas Fidenza S.r.l., si rimanda alla successiva nota n. 5, Aggregazioni aziendali.

Attività finanziarie

Il principio IFRS 9, Strumenti finanziari, prevede un modello di classificazione e valutazione delle attività finanziarie basato sulle modalità di gestione degli strumenti finanziari e sulle caratteristiche dei flussi contrattuali delle attività finanziarie stesse, al fine di determinarne il corretto criterio di valutazione.

I criteri di valutazione che possono essere adottati per le diverse tipologie di strumenti finanziari sono: 1) attività finanziarie al costo ammortizzato; 2) attività finanziarie al fair value con variazioni imputate

a conto economico; 3) attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo.

Il Gruppo determina la classificazione delle proprie attività finanziarie nel momento della rilevazione iniziale e, ove adeguato e consentito, rivede tale classificazione alla chiusura di ciascun esercizio. Tutti gli acquisti e vendite di attività finanziarie sono rilevati alla data di negoziazione, ovvero alla data in cui il Gruppo Gas Plus assume l'impegno di acquistare o vendere l'attività.

Attività finanziarie al costo ammortizzato

Le attività finanziarie al costo ammortizzato includono i finanziamenti ed i crediti con pagamenti fissi o determinabili che non sono quotati su un mercato attivo. Dopo la rilevazione iniziale, tali attività sono rilevate secondo il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo, dedotte le perdite di valore. Il costo ammortizzato è calcolato rilevando eventuali sconti, premi sull'acquisto, onorari o costi che sono parte integrante del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo è rilevato come provento finanziario nel conto economico. Le svalutazioni derivanti da perdite di valore sono rilevate nel conto economico come oneri finanziari. Gli utili e le perdite sono iscritti a conto economico quando i finanziamenti e crediti sono contabilmente eliminati o al manifestarsi di perdite di valore, oltre che attraverso il processo di ammortamento. Questa categoria include, normalmente, i crediti commerciali e gli altri crediti.

I crediti commerciali sono iscritti al loro fair value identificato dal valore nominale e successivamente ridotto per le eventuali perdite di valore. I crediti commerciali la cui scadenza non rientra nei normali termini commerciali e che non sono produttivi di interessi, vengono attualizzati.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico

Questa categoria comprende le attività detenute per la negoziazione e le attività designate al momento della prima rilevazione come attività finanziarie al fair value con variazioni rilevate nel conto economico. Le attività detenute per la negoziazione sono tutte quelle attività acquisite per la loro vendita o il loro riacquisto nel breve termine. I derivati, inclusi quelli scorporati, sono classificati come strumenti finanziari detenuti per la negoziazione, salvo che non siano designati come strumenti di copertura efficace (hedge instruments), come definito nello IFRS 9.

Gli strumenti finanziari al fair value con variazioni rilevate nel conto economico sono iscritti nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria al fair value, mentre le variazioni del fair value sono rilevate tra i proventi o tra gli oneri finanziari nel conto economico.

Tutte le attività di tale categoria sono classificate come correnti se sono detenute per trading o se il loro realizzo è previsto essere effettuato entro 12 mesi dalla data di chiusura del bilancio.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo

Le attività finanziarie al fair value con variazione imputate al conto economico complessivo comprendono azioni e titoli di debito. Le azioni classificate in tale categoria sono quelle che non sono state classificate al fair value con variazioni imputate al conto economico. I titoli di debito rientranti in questa categoria sono quelli detenuti per un periodo di tempo indefinito e quelli che potrebbero essere venduti in risposta alle necessità di liquidità o al cambiamento delle condizioni di mercato.

Dopo la rilevazione iniziale al costo, tali attività finanziarie sono valutate al fair value e i loro utili e perdite non realizzati sono riconosciuti tra le altre componenti di conto economico complessivo, fino all'eliminazione dell'investimento – momento in cui l'utile o la perdita cumulati sono rilevati tra i proventi ed oneri diversi – ovvero fino a quando non si accerti che hanno subito una perdita di valore – nel qual caso, la perdita cumulata è stornata dalla riserva e riclassificata a conto economico tra gli

oneri finanziari. I dividendi percepiti nel periodo in cui sono detenute le attività finanziarie disponibili per la vendita sono rilevati tra i proventi diversi.

Almeno ad ogni chiusura di bilancio, il Gruppo valuta se la capacità e l'intento di vendere a breve termine le proprie attività finanziarie disponibili per la vendita sia ancora appropriato.

Valutazione del fair value degli strumenti finanziari

Il Gruppo valuta gli strumenti finanziari al fair value ad ogni chiusura di bilancio.

Il fair value è il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un'attività, o che si pagherebbe per il trasferimento di una passività, in una regolare operazione tra operatori di mercato alla data di valutazione.

Tutte le attività e passività per le quali il fair value viene valutato o esposto in bilancio sono categorizzate in base alla gerarchia del fair value, come di seguito descritta:

• Livello 1 i prezzi quotati (non rettificati) in mercati attivi per attività o passività identiche a cui l'entità può accedere alla data di valutazione;
• Livello 2 Input diversi dai prezzi quotati inclusi nel Livello 1, osservabili direttamente o indirettamente per l'attività o per la passività;
• Livello 3 tecniche di valutazione per le quali i dati di input non sono osservabili per l'attività o per la passività.

La valutazione del fair value è classificata interamente nello stesso livello della gerarchia del fair value in cui è classificato l'input di più basso livello di gerarchia utilizzato per la valutazione.

Per le attività e passività rilevate nel bilancio su base ricorrente, il Gruppo determina se siano intervenuti dei trasferimenti tra i livelli della gerarchia rivedendo la categorizzazione (basata sull'input di livello più basso, che è significativo ai fini della valutazione del fair value nella sua interezza) ad ogni chiusura di bilancio.

Svalutazione di attività finanziarie

La stima delle perdite di valore delle attività finanziarie deve essere effettuata sulla base del modello delle perdite attese (expected credit loss model), secondo un approccio predittivo, utilizzando informazioni supportabili, disponibili senza oneri o sforzi irragionevoli che includano dati storici, attuali e prospettici. Tale modello deve essere applicato a tutte le categorie di attività finanziarie.

• Per la svalutazione dei crediti, in particolare, il modello adottato dal Gruppo Gas Plus prevede: - l'utilizzo di rating ufficiali (ove presenti), per la determinazione della probabilità di default delle
• controparti; - per la clientela non caratterizzata da specifici rating, l'implementazione di un approccio
• semplificato basato su cluster che ripartiscono la clientela in funzione dei rischi della specifica Business Unit;
• l'identificazione della capacità di recupero in caso di default della controparte sulla base delle esperienze pregresse, delle differenti modalità di recupero dei crediti attivabili e della posizione netta insoluta, considerando eventuali debiti commerciali nei confronti delle stesse controparti.

Cancellazione di attività finanziarie

Un'attività finanziaria (o ove applicabile, parte di un'attività finanziaria o parti di un gruppo di attività finanziarie simili) è cancellata quando:

• i diritti a ricevere i flussi finanziari dell'attività sono estinti;
• il Gruppo ha trasferito ad una terza parte il diritto a ricevere flussi finanziari dall'attività o ha assunto l'obbligo contrattuale di corrisponderli interamente e senza ritardi e (i) ha trasferito sostanzialmente

tutti i rischi e benefici della proprietà dell'attività finanziaria, oppure (ii) non ha trasferito né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici dell'attività, ma ha trasferito il controllo della stessa.

Nei casi in cui il Gruppo abbia trasferito i diritti a ricevere flussi finanziari da un'attività e non abbia né trasferito, né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici o non abbia perso il controllo sulla stessa, l'attività viene rilevata nel bilancio del Gruppo nella misura del suo coinvolgimento residuo nell'attività stessa. In questo caso, il Gruppo riconosce inoltre una passività associata. L'attività trasferita e la passività associata sono valutate in modo da riflettere i diritti e le obbligazioni che rimangono di pertinenza del Gruppo.

Perdita di valore di attività finanziarie

Il Gruppo valuta ad ogni data di bilancio se un'attività finanziaria, o gruppo di attività finanziarie presentano indicatori di perdita di valore. Esiste una perdita di valore quando dopo la rilevazione iniziale sono intervenuti uno o più eventi (quando interviene "un evento di perdita") che hanno un impatto sui flussi di cassa futuri stimati dell'attività finanziaria o del gruppo di attività finanziarie, impatto che può essere attendibilmente stimato. Le evidenze di perdita di valore possono derivare da indicazioni che i debitori evidenzino difficoltà finanziarie, incapacità di far fronte alle obbligazioni, incapacità o ritardi nella corresponsione di interessi o di importanti pagamenti, probabilità di essere sottoposti a procedure concorsuali o altre forme di ristrutturazione finanziaria, e da dati osservabili che indichino un decremento misurabile nei flussi di cassa futuri stimati, quali cambiamenti in contesti o nella condizioni economiche che si correlano a crisi finanziaria.

Attività finanziarie iscritte al costo ammortizzato

Per le attività finanziarie contabilizzate al costo ammortizzato il Gruppo ha anzitutto valutato individualmente se sussistessero obiettive evidenze di perdita di valore per ogni attività finanziaria che sia individualmente significativa, o collettivamente per le attività finanziarie che non siano significative individualmente. Se il Gruppo determina che non sussistono evidenze di perdita di valore per un'attività finanziaria valutata singolarmente, significativa o meno, include l'attività in un gruppo di attività finanziarie con caratteristiche di rischio di credito simili e le valuta collettivamente ai fini della verifica della svalutazione. Le attività che sono valutate individualmente per la svalutazione e per i quali è rilevata, o continua ad essere rilevata, una perdita di valore non sono incluse in una valutazione collettiva per la perdita di valore.

L'ammontare di qualunque perdita di valore identificata è misurato dalla differenza tra il valore contabile dell'attività e il valore attuale dei flussi di cassa futuri stimati (escluse le perdite di credito attese in futuro che non sono ancora avvenute). Il valore attuale dei flussi di cassa è scontato al tasso di interesse effettivo originario dell'attività finanziaria.

Il valore contabile dell'attività viene ridotto mediante l'utilizzo di un fondo svalutazione e l'importo della perdita verrà rilevato a conto economico. Gli interessi attivi continuano ad essere stimati sul valore contabile ridotto e sono accantonati applicando il tasso d'interesse utilizzato per scontare i flussi di cassa futuri ai fini della valutazione della perdita di valore. I finanziamenti e i relativi fondi sono stornati quando non vi è una realistica prospettiva di un futuro recupero e tutte le garanzie sono state realizzate o sono state trasferite al Gruppo. Se, in un esercizio successivo, l'ammontare della svalutazione stimata aumenta o diminuisce in conseguenza di un evento intervenuto dopo che la svalutazione è stata rilevata, la svalutazione precedentemente rilevata è aumentata o diminuita rettificando il fondo. Se un'attività stornata è successivamente recuperata, il valore recuperato è accreditato a conto economico a riduzione degli oneri finanziari.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo

Il Gruppo valuta ad ogni data di riferimento del bilancio se vi è obiettiva evidenza che una attività o un gruppo di attività abbia subito una riduzione di valore.

Nel caso di strumenti rappresentativi di capitale classificati al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo, l'obiettiva evidenza includerebbe una significativa o prolungata riduzione nel fair value dello strumento al di sotto del suo costo. 'Significativo' è valutato rispetto al costo originario dello strumento e 'prolungato' rispetto alla durata del periodo nel quale il fair value è stato al di sotto del costo originario. Il Gruppo considera significativa una riduzione del valore del 30% al di sotto del costo e prolungata una riduzione di valore che permane per un periodo di 24 mesi. Laddove si abbia evidenza della riduzione di valore, la perdita cumulativa – misurata come differenza tra il costo d'acquisto e il fair value attuale, dedotte le perdite per riduzione di valore su quella attività finanziaria rilevate precedentemente nel conto economico – è stornata dalle altre componenti del conto economico complessivo e rilevata a conto economico. Le perdite per riduzione di valore su strumenti rappresentativi di capitale non possono essere ripristinate con effetto rilevato nel conto economico; gli incrementi nel loro fair value successivi alla riduzione di valore sono rilevati direttamente nelle altre componenti del conto economico complessivo.

Nel caso di strumenti di debito classificati come attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo, la svalutazione è valutata basandosi sui medesimi criteri utilizzati per le attività finanziarie contabilizzate al costo ammortizzato. Tuttavia, l'ammontare della svalutazione è dato dalla perdita cumulata, vale a dire la differenza tra il costo ammortizzato e il fair value attuale, meno eventuali perdite di valore sull'investimento precedentemente rilevate nel conto economico.

Gli interessi attivi futuri continueranno ad essere stimati sulla base del ridotto valore contabile dell'attività e sono stimati utilizzando il tasso d'interesse utilizzato per scontare i flussi di cassa futuri ai fini della determinazione della svalutazione. Gli interessi attivi sono rilevati tra i proventi finanziari. Se, in un esercizio successivo, il fair value dello strumento di debito aumenta e l'incremento può essere obiettivamente correlato ad un evento intervenuto dopo la svalutazione che era stata rilevata nel conto economico, tale svalutazione è rettificata sempre attraverso il conto economico.

Rimanenze di magazzino

Le rimanenze sono iscritte al minore tra il costo di acquisto o di produzione, determinato con il metodo del costo medio ponderato, ed il valore netto di realizzo rappresentato dall'ammontare che l'impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell'attività ovvero, relativamente ai volumi sui quali insistono contratti di cessione già stipulati, dal prezzo di vendita già pattuito.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono iscritte al valore nominale e comprendono il denaro in cassa e i depositi a vista e a breve termine, con scadenza originaria prevista non oltre i tre mesi. Gli scoperti di conto corrente sono classificati tra le passività correnti.

Patrimonio netto

Capitale sociale

Le azioni ordinarie sono iscritte come capitale sociale e il loro valore corrisponde al valore nominale.

Riserva di traduzione cambio

Costituisce la posta del patrimonio netto consolidato che rettifica le differenze derivanti dalla conversione in Euro dei bilanci delle società controllate con valuta diversa da quella usata dalla Capogruppo.

Distribuzione di dividendi

La Società capogruppo rileva una passività a fronte della distribuzione ai suoi azionisti di disponibilità liquide quando la distribuzione è adeguatamente autorizzata e non è più a discrezione della Società. In base al diritto societario vigente in Europa, una distribuzione è autorizzata quando è approvata dagli azionisti. L'ammontare corrispondente è rilevato direttamente a riduzione del patrimonio netto.

Utili (Perdite) a nuovo

Accoglie tutti i risultati cumulati al netto dei dividendi pagati agli azionisti. La riserva accoglie anche i trasferimenti derivanti da altre riserve di patrimonio nel momento in cui queste si liberano da eventuali vincoli a cui sono sottoposti.

La riserva accoglie anche l'effetto cumulativo dei cambiamenti nei principi contabili o di eventuali correzioni di errori che vengano contabilizzati secondo quanto previsto nello IAS 8.

Azioni proprie

Le azioni proprie sono classificate a diretta diminuzione del patrimonio netto. Il costo originario delle azioni proprie ed i proventi derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati come movimenti di patrimonio netto, senza dare origine a nessun profitto o perdita nel conto economico.

Benefici per i dipendenti

Recependo quanto previsto dallo IAS 19, i benefici a dipendenti da erogare successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro e gli altri benefici a lungo termine (ivi compreso il Trattamento Fine Rapporto vigente in Italia) vengono sottoposti a valutazione di natura attuariale che devono considerare una serie di variabili (quali la mortalità, la previsione di future variazioni retributive, il tasso di inflazione previsto, ecc.).

Seguendo tale metodologia la passività iscritta in bilancio risulta essere rappresentativa del valore attuale dell'obbligazione, al netto di ogni eventuale attività a servizio dei piani.

Per i piani a benefici definiti (quali il TFR), la passività viene calcolata annualmente da attuari indipendenti utilizzando il metodo della proiezione dell'unità di credito (Projected Unit Credit Method), effettuando le valutazioni attuariali alla fine di ogni esercizio.

I risultati di tali valutazioni sono così classificati dal Gruppo:

• il costo del servizio è iscritto a conto economico quale costo per prestazione di lavoro corrente o passato;
• gli interessi sono iscritti a conto economico tra gli oneri finanziari;
• le variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziarie, demografiche o da aggiustamenti correlati all'esperienza sono iscritte come altre componenti nel conto economico complessivo.

A seguito della riforma previdenziale introdotta dalla legge finanziaria 2008, per le società del Gruppo con un numero di dipendenti superiore alle 50 unità, le quote maturande di TFR costituiscono un piano a contributi definiti e solo l'obbligazione maturata al 31 dicembre 2006 continua ad essere trattata contabilmente come un piano a benefici definiti, con la conseguente necessità di effettuare i conteggi attuariali escludendo tuttavia la componente relativa agli incrementi salariali futuri.

Allo stesso modo, i contributi consistenti nelle quote di TFR pagate ai fondi previdenziali integrativi sono esclusi dai conteggi attuariali e contabilizzati tra i costi del personale per competenza nel conto economico.

Fondi

I fondi riguardano costi e oneri di natura determinata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiusura del periodo di riferimento sono indeterminati nell'ammontare o nella data di sopravvenienza. Gli accantonamenti sono rilevati quando si è in presenza di una obbligazione attuale (legale o implicita) che deriva da un evento passato, qualora sia probabile un esborso di risorse per soddisfare l'obbligazione e possa essere effettuata una stima attendibile sull'ammontare dell'obbligazione.

Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell'ammontare che l'impresa pagherebbe per estinguere l'obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura del periodo. Se l'effetto di attualizzazione è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi ad un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione corrente del mercato del costo del denaro in relazione al tempo. Quando viene effettuata l'attualizzazione, l'incremento del fondo dovuto al trascorrere del tempo è rilevato come onere finanziario.

Il fondo di smantellamento e ripristino siti accoglie la stima dei costi che il Gruppo dovrà sostenere al termine dell'attività di produzione degli idrocarburi o della durata della concessione per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti. I costi di smantellamento sono stanziati in base al valore attuale dei costi attesi per regolare l'obbligazione, utilizzando flussi di cassa stimati e un tasso di attualizzazione ante-imposte che riflettono i rischi specifici connessi alla passività di smantellamento e comportano un corrispondente incremento del costo della voce dell'attivo cui si riferiscono. L'effetto dell'adeguamento della passività attualizzata è imputato nel conto economico come onere finanziario. La stima dei costi futuri di smantellamento e bonifica è rivista annualmente. Le variazioni delle stime dei costi futuri o del tasso di sconto applicato sono portate a incremento o diminuzione del costo dell'attività, nei limiti dei relativi valori di iscrizione. L'eventuale eccedenza è rilevata direttamente a conto economico, a riduzione degli ammortamenti iscritti nell'anno.

Passività finanziarie

Le passività finanziarie che ricadono nel campo di applicazione dello IFRS 9 sono classificate come: 1) passività finanziarie al fair value rilevato a conto economico; 2) mutui e finanziamenti. Il Gruppo determina la classificazione delle proprie passività finanziarie al momento della rilevazione iniziale.

Tutte le passività finanziarie sono rilevate inizialmente al fair value a cui si aggiungono, nel caso di mutui e finanziamenti, i costi di transazione che sono direttamente attribuibili.

Le passività finanziarie del Gruppo comprendono debiti commerciali e altri debiti, scoperti di conto corrente, mutui e finanziamenti, garanzie concesse e strumenti finanziari derivati.

Passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico

Le passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico comprendono passività detenute per la negoziazione e passività finanziarie rilevate inizialmente al fair value con variazioni imputate a conto economico.

Le passività detenute per la negoziazione sono tutte quelle acquisite ai fini di vendita nel breve termine. Questa categoria include gli strumenti finanziari derivati sottoscritti dal Gruppo che non sono designati come strumenti di copertura in una relazione di copertura come definita dallo IFRS 9. I derivati impliciti scorporati sono classificati come strumenti finanziari detenuti per la negoziazione a meno che non siano designati come strumenti di copertura efficaci.

Gli utili o le perdite sulle passività detenute per la negoziazione sono rilevati a conto economico.

Le passività finanziarie sono designate al fair value nel conto economico dalla data di prima iscrizione, solo se i criteri dell'IFRS 9 sono soddisfatti. Al momento della rilevazione iniziale, il Gruppo non ha designato passività finanziarie al fair value con variazioni imputate nel conto economico.

Mutui e finanziamenti

Dopo la rilevazione iniziale, i finanziamenti sono valutati con il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo. Gli utili e le perdite sono contabilizzati nel conto economico quando la passività è estinta, oltre che attraverso il processo di ammortamento.

Il costo ammortizzato è calcolato rilevando lo sconto o il premio sull'acquisizione e gli onorari o costi che fanno parte integrante del tasso d'interesse effettivo. L'ammortamento al tasso d'interesse effettivo è compreso tra gli oneri finanziari nel conto economico. Gli oneri accessori pagati per l'accensione di finanziamenti relativi a diritto di utilizzo di disponibilità finanziarie sono capitalizzati e ammortizzati per la durata del finanziamento.

Nel caso di rinegoziazione di un contratto di finanziamento, le modalità di imputazione a conto economico degli oneri correlati alle relative passività finanziarie devono essere riviste.

Garanzie finanziarie passive

Le garanzie finanziarie passive emesse dal Gruppo sono quei contratti che richiedono un pagamento per rimborsare il possessore di un titolo di debito a fronte di una perdita da esso subita a seguito dell'inadempienza del debitore nel pagamento alla scadenza prevista contrattualmente. I contratti di garanzia finanziaria sono inizialmente rilevati come passività al fair value, incrementati dei costi di transazione direttamente attribuibili all'emissione della garanzia. Successivamente, la passività è misurata al maggiore tra la migliore stima dell'esborso richiesto per far fronte all'obbligazione garantita alla data di bilancio e l'ammontare inizialmente rilevato, dedotti gli ammortamenti cumulati.

Debiti commerciali

I debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali e contrattuali, non sono attualizzati e sono iscritti al valore nominale.

Cancellazione di passività finanziarie

Una passività finanziaria è cancellata dal bilancio quando l'obbligo sottostante la passività è estinto, o annullato o adempiuto. Nei casi in cui una passività finanziaria esistente è sostituita da un'altra dello stesso prestatore, a condizioni sostanzialmente diverse, oppure le condizioni di una passività finanziaria esistente vengono sostanzialmente modificate, tale scambio o modifica viene trattata come una cancellazione contabile della passività originale e la rilevazione di una nuova passività, con iscrizione a conto economico di eventuali differenze tra valori contabili.

Compensazione di strumenti finanziari

Un'attività ed una passività finanziaria possono essere compensate ed il saldo netto esposto nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria se esiste un diritto legale a compensare gli importi rilevati contabilmente e vi sia l'intenzione di estinguere il residuo netto, o realizzare l'attività e contemporaneamente estinguere la passività.

Strumenti finanziari derivati e hedge accounting

Rilevazione iniziale e valutazione successiva

Il Gruppo utilizza strumenti finanziari derivati quali swap su tassi di interesse e sui prezzi di vendita delle commodity per coprire rispettivamente i rischi di tasso di interesse e i rischi di prezzo delle commodity. Tali strumenti finanziari derivati sono inizialmente rilevati al fair value alla data in cui il contratto derivato è sottoscritto e, successivamente, sono valutati nuovamente al fair value. I derivati sono contabilizzati come attività finanziarie quando il fair value è positivo e come passività finanziarie quando il fair value è negativo.

Il fair value degli strumenti derivati è classificato tra le attività/passività non correnti quando la scadenza della posta oggetto di copertura è superiore a 12 mesi e tra le attività/passività correnti quando la scadenza della posta oggetto di copertura è compresa nei 12 mesi.

Eventuali utili o perdite derivanti dalle variazioni di fair value dei derivati sono rilevate direttamente nel conto economico, fatta eccezione per la parte efficace delle coperture dei flussi di cassa, che è rilevata nel conto economico complessivo e successivamente riclassificata nel conto economico, quando lo strumento di copertura influenza il risultato d'esercizio.

Ai fini dell'hedge accounting, le coperture sono classificate come:

• coperture del fair value, se sono a fronte del rischio di variazione del fair value dell'attività o passività sottostante o a fronte di un impegno irrevocabile non rilevato;
• coperture di flussi di cassa, se sono a fronte dell'esposizione alla variabilità dei flussi di cassa attribuibile a un particolare rischio associato a un'attività o passività rilevata o a un'operazione programmata altamente probabile o a un rischio di valuta legato a un impegno irrevocabile non rilevato;
• coperture di un investimento netto in una gestione estera.

All'avvio di un'operazione di copertura, il Gruppo designa e documenta formalmente il rapporto di copertura, cui intende applicare l'hedge accounting, i propri obiettivi nella gestione del rischio e la strategia perseguita. La documentazione include l'identificazione dello strumento di copertura, dell'elemento o operazione oggetto di copertura, della natura del rischio e delle modalità con cui l'impresa intende valutare l'efficacia della copertura nel compensare l'esposizione alle variazioni del fair value dell'elemento coperto o dei flussi di cassa riconducibili al rischio coperto. Ci si attende che queste coperture siano altamente efficaci nel compensare l'esposizione dell'elemento coperto rispetto a variazioni del fair value o dei flussi finanziari attribuibili al rischio coperto e vengono valutate su base continuativa, per determinare se tali coperture si siano effettivamente dimostrate altamente efficaci negli esercizi per i quali sono state designate come operazioni di copertura.

Ad oggi, il Gruppo utilizza solo strumenti derivati di copertura classificabili nella categoria delle coperture di flussi di cassa.

Coperture dei flussi di cassa

La porzione di utile o perdita sullo strumento coperto, relativa alla parte di copertura efficace, è rilevata nel conto economico complessivo e nel patrimonio netto nella riserva di cash flow hedge, mentre la parte non efficace è rilevata direttamente nel conto economico.

Per i contratti derivati su commodity, la parte non efficace dei contratti è rilevata a rettifica dei ricavi delle vendite o dei costi per acquisto di materie prime. Per i contratti derivati su tassi di interesse, la parte non efficace dei contratti è rilevata tra gli oneri finanziari.

Gli importi riconosciuti nel conto economico complessivo sono trasferiti nel conto economico nel periodo in cui l'operazione oggetto di copertura influenza il conto economico, per esempio quando viene rilevato l'onere o provento sullo strumento coperto o quando si verifica una vendita prevista.

Quando l'elemento oggetto di copertura è il costo di un'attività o passività non finanziaria, gli importi riconosciuti nel conto economico complessivo sono trasferiti al valore contabile iniziale dell'attività o passività non finanziaria.

Se si ritiene che l'operazione prevista o l'impegno stabilito non si verifichi più, gli utili o le perdite accumulati, già rilevati nella riserva di cash flow hedge, sono trasferiti nel conto economico. Se lo strumento di copertura raggiunge la scadenza o è venduto, annullato o esercitato senza sostituzione, o se viene revocata la sua designazione di strumento di copertura, gli importi precedentemente rilevati nella riserva di cash flow hedge restano lì iscritti fino a quando l'operazione prevista o l'impegno stabilito impattano il conto economico.

Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non sono qualificati di copertura sono rilevate nel conto economico del periodo in cui si verificano.

Attività destinate alla vendita e passività direttamente associate

Le attività non correnti classificate come possedute per la vendita sono valutate al minore tra valore contabile ed il loro fair value al netto dei costi di vendita. Le attività non correnti sono classificate come possedute per la vendita se il loro valore contabile sarà recuperato principalmente con un'operazione di vendita anziché tramite il loro uso continuativo. Si considera rispettata tale condizione solo quando la vendita è altamente probabile e l'attività è disponibile per una vendita immediata nelle sue attuali condizioni. La Direzione aziendale deve essersi impegnata alla vendita, il cui completamento dovrebbe essere previsto entro un anno dalla data della classificazione.

Nella situazione patrimoniale finanziaria, le attività destinate alla vendita e le passività direttamente associate ad esse sono rappresentate in specifiche voci dell'attivo e del passivo. Immobili, impianti e macchinari e attività immateriali una volta classificati come posseduti per la vendita non sono più ammortizzati.

Nel prospetto di conto economico, gli utili e le perdite delle attività destinate alla vendita sono rappresentati separatamente dagli utili e dalle perdite delle attività operative, sotto la linea dell'utile dopo le imposte.

Al 31 dicembre 2020 ed al 31 dicembre 2019, la Direzione aziendale non ritiene che vi siano delle attività non correnti da classificare come possedute per la vendita.

Ricavi e costi

I ricavi sono rilevati nella misura in cui è probabile che i benefici economici siano conseguiti dal Gruppo e il relativo importo possa essere determinato in modo attendibile, indipendentemente dalla data di incasso. I ricavi sono valutati al fair value del corrispettivo ricevuto o da ricevere, tenuto conto dei termini di pagamento contrattualmente definiti. Il Gruppo ha concluso che sta operando in conto proprio in tutti i contratti di vendita in quanto è il debitore primario, ha la discrezionalità sulla politica dei prezzi (salvo che nei mercati tutelati) ed è inoltre esposto al rischio di magazzino e di credito.

I seguenti specifici criteri di rilevazione dei ricavi devono essere rispettati prima dell'imputazione a conto economico:

• I ricavi per vendita e trasporto di gas sono rilevati al momento dell'erogazione della fornitura o del servizio, ancorché non fatturati, e sono determinati integrando con opportune stime quelli rilevati in base a prefissati calendari di lettura.
• I ricavi derivanti dalla vendita di gas naturale prodotti in campi in cui il Gruppo detiene un interesse congiuntamente con altri produttori sono iscritti in proporzione alla quantità prodotta di spettanza (entitlement method).
• I contributi di allacciamento versati dagli utenti vengono rilevati a conto economico, al momento del loro incasso alla voce "Altri ricavi e proventi".

Gruppo Gas Plus

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2020 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

• I contributi versati dagli utenti a fronte di estensione della rete di gas vengono contabilizzati, in deduzione del costo sostenuto dal Gruppo per l'estensione della rete e vengono riconosciuti a conto economico in relazione alla durata degli investimenti, a diretta riduzione dell'ammortamento economico-tecnico degli impianti.
• I ricavi ed i costi connessi al ritiro di quantità inferiori o superiori rispetto alle quote di spettanza sono valorizzati ai prezzi previsti dal relativo contratto di acquisto o di vendita.
• Gli stanziamenti di ricavi relativi a servizi sono rilevati per il corrispettivo maturato, sempreché sia possibile determinarne attendibilmente lo stadio di completamento e non sussistano incertezze di rilievo sull'ammontare e sull'esistenza del ricavo e dei relativi costi.
• I ricavi sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi, nonché delle imposte direttamente connesse.

Il principio IFRS 15 stabilisce un modello di riconoscimento dei ricavi, che si applica a tutti i contratti stipulati con i clienti ad eccezione di quelli che rientrano nell'ambito di applicazione di altri principi IAS/IFRS.

I passaggi fondamentali per la rilevazione dei ricavi secondo questo modello sono:

• identificazione del contratto con il cliente;
• identificazione delle performance obligations del contratto;
• determinazione del prezzo della transazione;
• allocazione del prezzo della transazione alle performance obligations contenute nel contratto;
• rilevazione del ricavo quando ciascuna performance obligation risulta realizzata.

I costi rilevati a conto economico sono relativi a beni o servizi acquistati o consumati nell'esercizio oppure sono rilevati per ripartizione sistematica, ovvero imputati a conto economico integralmente quando non si possa identificare l'utilità futura degli stessi.

Contributi

I contributi pubblici sono rilevati quando sussiste la ragionevole certezza che essi saranno ricevuti e tutte le condizioni ad essi riferite risultano soddisfatte. Quando i contributi in conto esercizio sono correlati a componenti di costo, sono rilevati in deduzione dei costi a cui si riferiscono. Nel caso in cui il contributo sia correlato a un'attività, il fair value viene iscritto a riduzione del valore dell'attività a cui si riferisce, con conseguente riduzione delle quote di ammortamento.

Laddove il Gruppo riceva un contributo non monetario, l'attività e il relativo contributo sono rilevati al valore nominale e rilasciati nel conto economico in quote costanti, lungo la vita utile attesa dell'attività di riferimento.

Dividendi

I dividendi sono rilevati quando sorge il diritto degli azionisti a ricevere il pagamento, che in genere corrisponde al momento in cui l'assemblea degli azionisti ne approva la distribuzione. I dividendi da società iscritte tra le altre attività non correnti sono classificati nel conto economico tra i proventi diversi di gestione, essendo afferenti partecipazioni del settore in cui opera il gruppo che costituiscono investimento durevole. I dividendi da altre società detenute a mero scopo di investimento finanziario sono classificati tra i proventi finanziari.

I dividendi deliberati sono riconosciuti come debito verso i soci al momento della delibera di distribuzione.

Proventi ed oneri finanziari

Su tutti gli strumenti finanziari valutati al costo ammortizzato e le attività finanziarie fruttifere classificate come disponibili per la vendita, sono rilevati come proventi finanziari gli interessi attivi rilevati utilizzando il tasso d'interesse effettivo, che è il tasso che precisamente attualizza i flussi finanziari futuri stimati in base alla vita attesa dello strumento finanziario, rispetto al valore netto contabile dell'attività o passività finanziaria.

Gli oneri finanziari si rilevano a conto economico secondo il criterio della competenza temporale e sono iscritti per l'importo dell'interesse effettivo.

Gli oneri finanziari, qualora siano direttamente imputabili all'acquisizione, alla costruzione o alla produzione di un bene che richiede un periodo di tempo abbastanza lungo prima di essere disponibile all'uso, sono capitalizzati in quanto parte del costo del bene stesso. Tutti gli altri oneri finanziari sono rilevati come costo di competenza dell'esercizio in cui sono sostenuti. Gli oneri finanziari sono gli interessi e gli altri costi che un'entità sostiene in relazione all'ottenimento di finanziamenti.

Imposte correnti e differite sul reddito

Imposte correnti

Le imposte correnti attive e passive sono basate sul risultato imponibile dell'esercizio delle singole società, tenuto conto delle regole previste dal consolidato fiscale. Il reddito imponibile differisce dal risultato riportato nel conto economico poiché esclude componenti positivi e negativi che saranno tassabili o deducibili in altri esercizi e esclude inoltre voci che non saranno mai tassabili o deducibili. Le aliquote e la normativa fiscale utilizzate per calcolare l'importo sono quelle emanate, o sostanzialmente in vigore, alla data di chiusura di bilancio nei paesi dove il Gruppo opera e genera il proprio reddito imponibile.

Le imposte correnti relative ad elementi rilevati direttamente a patrimonio netto sono rilevate anch'esse a patrimonio netto e non nel conto economico. Il Management periodicamente valuta la posizione assunta nella dichiarazione dei redditi nei casi in cui le norme fiscali sono soggette a interpretazioni e, ove appropriato, provvede a stanziare degli accantonamenti.

Imposte differite

Le imposte differite sono calcolate usando il cosiddetto liability method alle differenze temporanee risultanti alla data di bilancio fra i valori fiscali presi a riferimento per le attività e passività ed i corrispondenti valori di bilancio.

Le imposte differite passive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee tassabili, ad eccezione dei casi in cui:

• le differenze temporanee derivino dalla rilevazione iniziale dell'avviamento o di un'attività o passività in una transazione che non è una aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non comporti effetti né sul risultato di bilancio né sul risultato fiscale;
• con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni in controllate, collegate e joint venture, il rigiro delle differenze temporanee può essere controllato ed è probabile che esso non si verifichi nel prevedibile futuro.

Le imposte differite attive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee deducibili, dei crediti e delle perdite fiscali non utilizzate e riportabili a nuovo, nella misura in cui sia probabile che saranno disponibili sufficienti imponibili fiscali futuri, che possano consentire l'utilizzo delle differenze temporanee deducibili e dei crediti e delle perdite fiscali portate a nuovo, eccetto il caso in cui:

• le differenze temporanee deducibili derivino dalla rilevazione iniziale di un'attività o passività in una transazione che non è un'aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non influisce né sul risultato di bilancio né sul risultato fiscale;
• con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni in controllate, collegate e joint venture, le imposte differite attive sono rilevate solo nella misura in cui sia probabile che le differenze temporanee deducibili si riverseranno nell'immediato futuro e che vi siano sufficienti imponibili fiscali a fronte dei quali le differenze temporanee possano essere recuperate.

Il valore di carico delle imposte differite attive viene riesaminato a ciascuna data di chiusura del bilancio e ridotto nella misura in cui non sia più probabile che saranno disponibili in futuro sufficienti imponibili fiscali da permettere in tutto o in parte l'utilizzo di tale credito. Le imposte differite attive non rilevate sono riesaminate ad ogni data di bilancio e sono rilevate nella misura in cui è diventato probabile che i redditi fiscali saranno sufficienti a consentire il recupero di tali imposte differite attive. Le imposte differite attive e passive sono misurate in base alle aliquote fiscali che ci si attende saranno applicate all'esercizio in cui tali attività si realizzeranno o tali passività si estingueranno, considerando le aliquote in vigore e quelle già emanate, o sostanzialmente in vigore, alla data di bilancio.

Le imposte differite relative a elementi non rilevati direttamente a conto economico sono anch'esse rilevate nel patrimonio netto o nel conto economico complessivo, coerentemente con l'elemento cui si riferiscono.

Le imposte differite attive e passive vengono compensate, qualora esista un diritto legale a compensare le attività per imposte correnti con le passività per imposte correnti e le imposte differite facciano riferimento allo stesso soggetto contribuente ed alla stessa autorità fiscale.

Imposte indirette

I costi, i ricavi, le attività e le passività sono rilevati al netto delle imposte indirette, quali l'imposta sul valore aggiunto, con le seguenti eccezioni:

• l'imposta applicata all'acquisto di beni o servizi è indetraibile; in tal caso essa è rilevata come parte del costo di acquisto dell'attività o parte del costo rilevato nel conto economico;
• i crediti e i debiti commerciali includono l'imposta indiretta applicabile.

L'ammontare netto delle imposte indirette sulle vendite che possono essere recuperate da o pagate all'Erario è incluso a bilancio nella voce altri crediti o altri debiti a seconda del segno del saldo.

Utile/perdita per azione

L'utile/perdita per azione è calcolato dividendo l'utile/perdita netto/a del periodo attribuibile agli azionisti ordinari della Società capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione durante il periodo.

L'utile/perdita per azione diluito è calcolato dividendo l'utile/perdita netto/a del periodo attribuibile agli azionisti ordinari della Società capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni ordinarie e quelle potenziali in circolazione durante il periodo. Un'azione potenziale è uno strumento finanziario o altro contratto che possa attribuire al suo possessore il diritto di ottenere azioni ordinarie.

Informativa per settore

Un settore di attività è un gruppo di attività e operazioni dedicate alla produzione di beni e servizi, soggetto a rischi e rendimenti diversi da quelli di altri settori di attività.

Un settore geografico è un gruppo di attività e operazioni dedicate alla produzione di beni e servizi in un particolare mercato geografico, soggetto a rischi e rendimenti diversi da quelli di altri settori geografici.

Principi contabili ed interpretazioni adottati nell'esercizio e di efficacia successiva al 31 dicembre 2020

I principi contabili adottati per la redazione del presente bilancio consolidato sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio consolidato dell'esercizio precedente, fatta eccezione per l'adozione dei nuovi principi, modifiche ed interpretazioni in vigore dal 1° gennaio 2020.

I seguenti principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2020, senza peraltro avere effetti sul bilancio consolidato:

Emendamenti dei riferimenti al quadro sistematico Conceptual Framework – (Regolamento 2019/2075)

Documento emesso dallo IASB in data 29 marzo 2018 avente l'obiettivo di aggiornare i riferimenti al quadro sistematico presente nel corpus IFRS, essendo quest'ultimo stato rivisto dallo IASB nel corso del 2018.

Emendamenti allo IAS 1 e allo IAS 8 – Definizione di materialità (Regolamento 2019/2104)

Documento emesso dallo IASB in data 31 ottobre 2018. Gli emendamenti chiariscono la definizione di materialità e come essa dovrebbe essere applicata, al fine di agevolare le scelte delle società circa le informazioni da includere nei bilanci. In particolare, il documento ha l'obiettivo di rendere più specifica la definizione di rilevante e introduce il concetto di informazione occultata accanto ai concetti di informazione omessa o errata già presenti nei due principi oggetto di modifica. L'emendamento chiarisce che un'informazione è occultata qualora sia stata descritta in modo tale da produrre un effetto simile a quello che si sarebbe prodotto qualora tale informazione fosse stata omessa o errata.

Emendamenti all'IFRS 9, IAS 39 e IFRS 7 – Riforma degli indici di riferimento per il tasso di interesse (Regolamento 2020/34)

Documento emesso dallo IASB in data 26 settembre 2019. Le modifiche stabiliscono deroghe temporanee e limitate alle disposizioni in materia di contabilizzazione delle operazioni di copertura, in modo che possano continuare a essere rispettate le disposizioni dei principi coinvolti, presumendo che gli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse esistenti non siano modificati a seguito della riforma dei tassi interbancari. Viene, inoltre, previsto l'obbligo di fornire ulteriori informazioni agli investitori in merito alle relazioni di copertura che sono direttamente interessate dalle incertezze correlate alla riforma.

Emendamenti all'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali (Regolamento 551/2020)

Documento emesso dallo IASB in data 22 ottobre 2018. Le modifiche chiariscono la definizione di business e agevoleranno le società a determinare se l'acquisizione effettuata riguarda un business o piuttosto un gruppo di attività. Nello specifico la nuova definizione sottolinea che lo scopo di un business consiste nel fornire beni e servizi ai clienti, mentre la precedente definizione si concentrava sui rendimenti sotto forma di dividendi, risparmi di costi o altri vantaggi economici per gli investitori. L'acquisizione di un business è da contabilizzare come una business combination ai sensi dell'IFRS 3 revised applicando il metodo dell'acquisizione, che, tra le altre cose, può dar luogo all'iscrizione di un avviamento. Viceversa, l'acquisizione di un insieme di beni che non ha accesso al mercato è da considerare un'acquisizione di asset (group of assets acquisition); nelle acquisizioni di assets l'acquirente alloca il prezzo della transazione alle attività identificabili acquisite e passività assunte sulla base del loro fair value relativo e non è rilevato alcun avviamento.

Emendamenti all'IFRS 16 – Concessioni sui canoni connesse al COVID-19 (Regolamento 1434/2020)

Documento emesso dallo IASB in data 28 maggio 2020, applicabile dal 1° giugno 2020. La modifica stabilisce che, come espediente pratico, il locatario può scegliere di non valutare se una concessione sui canoni che soddisfi le condizioni stabilite dal principio sia una modifica del leasing. Il locatario che si avvale di tale facoltà deve contabilizzare qualsiasi variazione dei pagamenti dovuti per il leasing derivante da una concessione sui canoni direttamente a conto economico alla data di efficacia della riduzione. L'espediente pratico si applica soltanto alle concessioni sui canoni che sono una diretta conseguenza della pandemia di COVID-19.

Dal 1° gennaio 2021 saranno applicabili i seguenti emendamenti dei principi contabili internazionali:

Emendamenti all'IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 e IFRS 16 – Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse – fase due (Regolamento 25/2021).

Il documento emesso dallo IASB in data 27 agosto 2020 è applicabile dal 1° gennaio 2021 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche prevedono un trattamento contabile specifico per ripartire nel tempo le variazioni di valore degli strumenti finanziari o dei contratti di leasing dovute

alla sostituzione dell'indice di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse, evitando così ripercussioni immediate sull'utile (perdita) d'esercizio e cessazioni delle relazioni di copertura.

Al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti dell'introduzione di queste modifiche sul bilancio consolidato del Gruppo.

Al 31 dicembre 2020, il Gruppo non ha adottato anticipatamente nuovi principi, interpretazioni o emendamenti che sono stati emessi ma non ancora in vigore.

Alla data di riferimento del presente bilancio consolidato, gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione dei seguenti principi, interpretazioni ed emendamenti:

Modifiche allo Ias 1 – Presentazione del bilancio: classificazione delle passività come correnti o non correnti

Documento emesso dallo IASB in data 23 gennaio 2020 e aggiornato in data 15 luglio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche chiariscono i requisiti da considerare per determinare se, nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria, i debiti e le altre passività con una data di regolamento incerta debbano essere classificati come correnti o non correnti (inclusi i debiti estinguibili mediante conversione in strumenti di capitale).

Modifiche all'Ifrs 3 – Riferimento al Conceptual Framework

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2022 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche impongono alle entità di riferirsi al Conceptual Framework pubblicato in marzo 2018 e non a quello in vigore al momento dell'introduzione dell'IFRS 3. Inoltre, lo IASB introduce una eccezione all'utilizzo del Conceptual Framework. Per alcune tipologie di passività, un'entità, nel momento in cui applica l'IFRS 3, deve fare riferimento allo IAS 37. Infatti, senza l'introduzione della suddetta eccezione, una entità potrebbe riconoscere delle passività nell'ottenimento del controllo di un business che non riconoscerebbe in altre circostanze e subito dopo l'acquisizione dovrebbe effettuare la derecognition delle stesse realizzando un provento privo di sostanza economica.

Modifiche allo Ias 16 – Cessioni di beni prodotti prima che l'asset sia nelle condizioni di utilizzo previste

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2022 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche vietano di dedurre dal costo di una immobilizzazione materiale le componenti positivi di reddito derivanti dalla cessione di beni prodotti prima che l'immobilizzazione sia nel luogo e nelle condizioni operative previste dal management per il suo utilizzo. L'entità deve contabilizzare il ricavo per la cessione dei beni prodotti e i relativi costi di produzione nell'utile (perdita) di periodo.

Modifiche allo Ias 37 – Contratti onerosi: costi sostenuti per soddisfare un contratto

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2022 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche chiariscono che nella stima sull'eventuale onerosità di un contratto si devono considerare tutti i costi direttamente imputabili al contratto. Di conseguenza, la valutazione include non solo i costi incrementali (come il costo del materiale diretto impiegato nella lavorazione), ma anche tutti i costi che l'impresa non può evitare in quanto ha stipulato il contratto (come la quota del costo del personale e dell'ammortamento dei macchinari impiegati per l'adempimento del contratto).

Modifiche allo Ias 1 e alla dichiarazione pratica Ifrs 2 – Presentazione del bilancio e informativa sulle policy contabili

Documento emesso dallo IASB in data 12 febbraio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche richiedono alle società di presentare le informazioni sui principi contabili rilevanti piuttosto che sui principi contabili significativi e forniscono una guida su come applicare il concetto di significatività all'informativa.

Modifiche allo Ias 8 – Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili e errori

Documento emesso dallo IASB in data 12 febbraio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche chiariscono come le società dovrebbero distinguere i cambiamenti nei principi contabili dai cambiamenti nelle stime contabili.

Miglioramenti agli International financial reporting standards: 2018-2020 Cycle

Documento pubblicato dallo IASB in data 14 maggio 2020. I miglioramenti comprendono modifiche a principi contabili internazionali esistenti (in particolare IFRS 1 – Prima adozione degli IFRS, IFRS 9 – Strumenti finanziari, IFRS 16 – Lease). Gli emendamenti, applicabili dal 1° gennaio 2022 con applicazione anticipata consentita, chiariscono, correggono o rimuovono diciture o formulazioni ridondanti o conflittuali nel testo dei relativi principi.

Il Gruppo sta analizzando i principi e gli emendamenti indicati non ancora omologati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

5. Aggregazioni aziendali

Acquisizione di Rete Gas Fidenza S.r.l.

In data 26 marzo 2019, la società controllata GP Infrastrutture S.r.l., a seguito all'aggiudicazione della procedura selettiva emessa dal Comune di Fidenza (PR) per la cessione dell'intera partecipazione detenuta dallo stesso Comune in Rete Gas Fidenza S.r.l., ha stipulato l'atto di compravendita per l'acquisizione della suddetta società che è attiva nel servizio di distribuzione gas nel territorio del Comune di Fidenza (PR) e gestisce circa 12.500 PdR, con oltre 200 km di condutture.

Il corrispettivo dell'operazione, comprensivo di aggiustamenti prezzo per gli investimenti ed il risultato dell'esercizio 2018, è stato pari a complessivi 14,1 milioni di Euro. In data 28 dicembre 2018, in sede di stipula del contratto preliminare, GP Infrastrutture S.r.l. ha versato, a titolo di acconto, 1,8 milioni di Euro utilizzando le disponibilità generate dalla propria attività. In data 26 marzo 2019, è stato versato il rimanente importo pari a 12,3 milioni di Euro e rimborsato integralmente il mutuo gravante sugli immobili di proprietà della società acquisita per 1,9 milioni di Euro, grazie anche all'erogazione di una linea di credito a breve termine, sottoscritta dalla stessa GP Infrastrutture S.r.l. a tale scopo.

La suddetta acquisizione ha dato luogo, secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IFRS3, Business combination ad un'aggregazione aziendale che, in quanto tale, è stata contabilizzata secondo il "purchase method".

Alla data del 31 dicembre 2019, l'allocazione del costo dell'acquisizione ai fair values delle attività e delle passività acquisite nonché delle passività potenziali assunte era stata effettuata in modalità provvisoria. Come riportato nella seguente tabella, il differenziale tra il costo dell'acquisizione e il patrimonio contabile della società acquisita è stato iscritto, in sede di contabilizzazione iniziale, integralmente ad avviamento.

Entro 12 mesi dalla data di acquisizione, (come consentito dal principio contabile internazionale di riferimento) è stato completato in modo definitivo il processo di Purchase Price Allocation. Si riassumono di seguito i dati dell'allocazione provvisoria e definitiva del prezzo pagato per l'acquisizione:

(Valori in migliaia di Euro)	Valori provvisori	Valori definitivi
Immobilizzazioni immateriali	10.532	14.209
Avviamento	3.787	884
Immobilizzazioni materiali	2.226	2.169
Imposte anticipate	54	54
Totale Attivo non corrente	16.598	17.316
Capitale circolante netto	(611)	(137)
Disponibilità liquide	237	237
Totale Attivo corrente	(375)	100
TFR	140	140
Fondi	130	130
Fondo imposte differite	-	1.192
Debiti finanziari	1.860	1.860
Totale Passività non correnti	2.130	3.322
Valore dell'acquisizione	14.094	14.094

Gruppo Gas Plus

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2020 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

La principale variazione rispetto all'allocazione provvisoria è costituita dall'incremento delle immobilizzazioni immateriali alla luce della rideterminazione del valore contabile degli impianti di distribuzione, detenuti in regime di concessione, al maggior valore di rimborso, ritenuto rappresentativo del loro fair value, pari a 14,2 milioni di Euro.

Alla luce di tale rideterminazione, è stato iscritto fondo per imposte differite per 1.192 Euro e ridotto il valore dell'avviamento a Euro 884.

I costi esterni correlati all'acquisizione di Rete Gas Fidenza S.r.l., composti da spese per consulenze tecniche e legali, sono stati complessivamente pari a Euro 211, spesati integralmente nell'esercizio 2019.

Nell'esercizio 2020, il conto economico consolidato recepisce per l'intero periodo le componenti economiche della società acquisita. In dettaglio, i ricavi dell'esercizio 2020 sono pari a 2.637 Euro, l'EBITDA è pari a 1.215 Euro ed il risultato netto è pari a 420 Euro.

Nell'esercizio 2019, il conto economico consolidato recepiva i costi ed i ricavi di Rete Gas Fidenza S.r.l. a partire dalla data di acquisizione (26 marzo 2019). In dettaglio, i ricavi dalla data del 26 marzo 2019 alla chiusura dell'esercizio 2019 erano pari a 1.547 Euro, l'EBITDA era pari a 572 Euro ed il risultato netto era pari a 73 Euro.

6. Utilizzo di stime

La redazione del bilancio e delle relative note in applicazione degli IFRS richiede da parte della direzione l'effettuazione di valutazioni discrezionali e stime contabili che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa di bilancio. I risultati consuntivi potrebbero differire da tali stime. Le stime e le ipotesi sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflesse immediatamente a conto economico.

Qui di seguito sono presentate le ipotesi riguardanti il futuro e le stime effettuate alla data di chiusura del bilancio, che potrebbero produrre, in futuro, rettifiche significative ai valori di bilancio delle attività e passività, dei costi e dei ricavi.

Ricavi e rimanenze

La determinazione dei ricavi di competenza a fine anno si basa su stime di consumo del gas da parte degli utenti valorizzate alle tariffe unitarie vigenti alla data di redazione del bilancio. Queste stime sono influenzate dall'ultima data di lettura effettiva.

Attività mineraria

Le riserve di idrocarburi indicano i volumi stimati di greggio, gas naturale e condensati che si prevede possano essere commercialmente recuperati da giacimenti noti a partire da una certa data in avanti, nelle condizioni economiche e tecniche esistenti e con la normativa di legge vigente.

La valutazione delle riserve di idrocarburi si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà.

Le riserve certe rappresentano le quantità stimate delle riserve di idrocarburi che sulla base dei dati geologici e di ingegneria potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Ragionevole certezza significa che è molto più probabile che le quantità di idrocarburi siano recuperate piuttosto che non lo siano. Il relativo progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve essere ragionevolmente certo che inizierà entro un tempo ragionevole.

Le riserve probabili rappresentano le quantità stimate addizionali delle riserve di idrocarburi che hanno minore certezza di essere recuperate rispetto alle riserve certe, ma che insieme alle riserve certe hanno la stessa probabilità di essere recuperate o non esserlo.

Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe o probabili, l'accuratezza delle stime delle riserve dipende dalla quantità delle informazioni disponibili e dall'interpretazione e dal giudizio che di queste dà la direzione aziendale. La produzione di idrocarburi effettivamente estratta dai pozzi e le analisi di giacimento successive possono comportare delle revisioni significative in aumento o diminuzione. Anche i cambiamenti dei prezzi degli idrocarburi possono avere un effetto sul valore delle riserve certe rispetto alla stima iniziale. Conseguentemente la stima delle riserve potrebbe differire in maniera significativa rispetto alle quantità di idrocarburi che saranno effettivamente estratte. Le stime dei volumi delle riserve sono state elaborate secondo le risultanze rinvenienti dalla perizia di un primario esperto indipendente.

Le stime delle riserve sono utilizzate nella determinazione degli ammortamenti e delle eventuali svalutazioni delle immobilizzazioni materiali e immateriali della Business Unit E&P, inclusi i costi capitalizzati di smantellamento e ripristino siti. I tassi di ammortamento delle attività di estrazione di idrocarburi in base al metodo delle unità di prodotto sono definiti rapportando la quantità estratta nel periodo alla quantità di riserve estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio. Assumendo la costanza delle altre variabili, un aumento delle riserve certe stimato per singolo giacimento riduce la quota di ammortamento a carico del periodo e viceversa. Le stime delle riserve sono utilizzate anche nel calcolo dei flussi di cassa futuri delle attività di estrazione di idrocarburi che rappresentano un elemento fondamentale per verificare, ove ne ricorrano i presupposti, il valore recuperabile delle attività minerarie e determinare l'ammontare dell'eventuale svalutazione.

Perdita di valore di attività non finanziarie

Ad integrazione del paragrafo Perdita di valore di attività non finanziarie riportato nell'ambito dei Criteri di valutazione, in specifico riferimento all'utilizzo delle stime, si precisa quanto segue.

La recuperabilità delle attività non finanziarie è verificata quando eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile. Gli eventi che possono determinare una svalutazione di attività non finanziarie sono variazioni nei piani industriali, variazioni nei prezzi di mercato che possono determinare minori performance operative, ridotto utilizzo degli impianti e, per gli asset minerari, significative revisioni in negativo delle stime delle riserve certe e probabili o incrementi significativi delle stime dei costi di sviluppo e produzione.

La decisione se procedere a una svalutazione e la quantificazione della stessa dipendono dalle valutazioni della Direzione aziendale su fattori complessi e altamente incerti, tra i quali, l'evoluzione dei prezzi delle commodity, l'evoluzione dei tassi di attualizzazione, le previsioni in merito ai costi di sviluppo e produzione, l'impatto dell'inflazione e dell'evoluzione tecnologica, le previsioni sui profili produttivi e sulle condizioni della domanda e dell'offerta, gli impatti delle modifiche normative e regolamentari, ecc.

I flussi di cassa attesi utilizzati per la determinazione del valore recuperabile sono quantificati alla luce delle informazioni disponibili al momento della stima sulla base di giudizi soggettivi sull'andamento di variabili future – quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi – e sono attualizzati utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente all'attività interessata.

Nel caso dell'attività mineraria, i flussi di cassa attesi sono stimati tenendo conto principalmente delle riserve certe sviluppate e non sviluppate e delle riserve probabili, nonché, tra l'altro, dei costi attesi per le riserve da sviluppare e delle imposte sulla produzione. Ove appropriato, sulla base dei fatti e circostanze, i flussi di cassa attesi sono stimati dalla Direzione aziendale tenendo anche conto delle risorse adeguatamente rischiate.

Smantellamento e ripristino di siti

Gli obblighi derivanti dallo smantellamento e ripristino delle attività materiali e di relativo ripristino ambientale comportano la rilevazione di significative passività. Tali passività riflettono la stima dei costi che il Gruppo dovrà sostenere per tali obblighi in conformità alle obbligazioni legali o implicite del settore di riferimento. La valutazione delle passività connesse ai costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso basato su ipotesi e criteri tecnici e metodologici validati da esperti indipendenti oltre che su valutazioni finanziarie che richiedono il giudizio e l'apprezzamento della direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenere e della tempistica di effettuazione di tali interventi.

I costi di smantellamento e ripristino siti sono influenzati dalla complessità tecnologica e dalle specifiche tematiche ambientali del settore. Spesso tali obblighi non sono compiutamente normati da leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali e risentono del costante aggiornamento delle tecniche, e dei relativi costi, di smantellamento e ripristino, nonché dell'evoluzione della sensibilità politica e pubblica in materia di salute e tutela ambientale.

Il fondo smantellamento e ripristino siti è calcolato sulla base di stime interne, che includono assunzioni basate sull'attuale situazione economica e ritenute ragionevoli per la finalità di stimare la passività futura. Periodicamente, la stima del fondo rischi è rivista per riflettere variazioni significative nelle assunzioni, quali le tempistiche stimate delle attività da eseguire e le relative stime dei costi da sostenere nonché dei tassi di attualizzazione adottati. Tuttavia, i costi di smantellamento e ripristino siti che saranno effettivamente sostenuti dipenderanno da prezzi di mercato e condizioni di mercato futuri. Inoltre la tempistica delle attività di smantellamento e ripristino siti dipenderà dal momento in cui i campi di produzione non saranno più economicamente produttivi, condizione che a sua volta riflette l'entità delle riserve di idrocarburi economicamente estraibili e i relativi profili di produzione dei siti.

Passività ambientali

Così come le altre società operanti nel settore, il Gruppo Gas Plus è soggetto a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale. I costi relativi alle passività ambientali sono accantonati allorché sia probabile l'esistenza di una passività onerosa ed il suo ammontare possa essere stimato attendibilmente.

Gas Plus attualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi particolarmente significativi sul bilancio dovuti al mancato rispetto della normativa ambientale, tuttavia non può essere escluso con certezza che Gas Plus possa incorrere in ulteriori costi o passività anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenendo conto dei seguenti aspetti:

• la possibilità che emergano delle contaminazioni;
• gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente;
• gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale;
• la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi.

Fair value degli strumenti finanziari

Quando il fair value di un'attività o passività finanziaria rilevata nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria non può essere derivato da un mercato attivo, viene determinato utilizzando diverse tecniche di valutazione, incluso il modello dei flussi di cassa attualizzati. Gli input inseriti in questo modello sono rilevati dai mercati osservabili, ove possibile, ma qualora non sia possibile, è richiesto un certo grado di stima per definire i fair values. Le stime includono considerazioni su variabili quali il rischio di liquidità, il rischio di credito e volatilità. I cambiamenti nelle assunzioni su questi elementi potrebbero avere un impatto sul fair value dello strumento finanziario rilevato.

Durata e valore residuo degli impianti di distribuzione di gas naturale in regime di concessione

L'attività di distribuzione del gas naturale è svolta in regime di concessione, tramite affidamento del servizio da parte degli Enti pubblici locali. Relativamente alla durata delle concessioni, il D.Lgs. 164/00 ha stabilito il termine "ope legis" degli affidamenti entro il 31 dicembre 2012.

Con l'art. 46-bis del D.L. 159/07, il Legislatore ha istituito, in sostituzione delle gare d'ambito per singolo Comune, le gare per ambiti territoriali minimi (ATEM), delegando al Ministero per lo Sviluppo Economico (MISE) i decreti attuativi. In applicazione alla delega ricevuta, il MISE ha approvato nel corso del 2011 i decreti con la definizione degli ambiti di gara (n. 177) nonché la loro formulazione con l'elenco dei Comuni appartenenti a ciascun ambito. In aggiunta e in completamento del quadro normativo il MISE ha approvato il Decreto Occupazione e il Decreto Criteri contenente le regole comuni per lo svolgimento delle gare d'ambito, nonché lo scadenziario delle stesse (previsto in 42 mesi e successivamente più volte prorogato).

Con il Decreto Legislativo 93/2011, le gare per l'affidamento del servizio di distribuzione gas sono ammesse solo per Ambito Territoriale; pertanto, nelle more della definizione degli aspetti propedeutici la gara d'ambito, i gestori continuano ad erogare il servizio, anche oltre la scadenza naturale e/o ope legis concordata.

L'anno 2013, dopo che nel 2012 sono stati approvati il Contratto di Servizio Tipo (Delibera n. 514/12) e lo schema di raccolta dei dati di consistenza (Delibera n. 532/12), ha visto l'approvazione del Decreto Legge 145/2013 (poi convertito, drasticamente modificato, in Legge n. 9 del 21.2.2014), in base al quale, in assenza di specifiche previsioni contrattuali, il valore di rimborso degli impianti viene calcolato in base alle Linee Guida del Ministero dello Sviluppo Economico con il D.M. del 22.5.2014. Nel corso del 2015, il quadro normativo ha visto l'approvazione del DM n. 106 del 20.05.2015, con il quale il Ministero ha approvato le modifiche al DM 226/11 (Decreto Criteri), recependo - in tal modo - le modifiche introdotte dalle Linee Guida approvate nel 2014 (oltre ad ulteriori modifiche che interessano la procedura delle future gara d'ATEM).

In aggiunta ai precedenti slittamenti stabiliti dal Decreto Legge n. 192/2014 (Milleproroghe 2015), sono state approvate le proroghe (12/14 mesi) con il Decreto Legge n. 210/2015 (Milleproroghe 2016, convertito in Legge n. 21/2016) dei termini di scadenza per la pubblicazione dei bandi gara che sono tutti scaduti. Con analogo provvedimento sono state eliminate le possibili sanzioni in capo agli Enti Locali nel caso di ritardo nell'iter di emanazione dei bandi di gara.

In vista delle prossime gare d'ambito al gestore uscente, a fronte della cessione delle proprie reti di distribuzione, ad esclusione dei beni di proprietà degli Enti Locali, è riconosciuto un indennizzo definito in base ai criteri della stima industriale. In relazione alle stime effettuate dagli amministratori in sede di determinazione del criterio di ammortamento, il valore netto contabile dei beni alla scadenza della concessione, non dovrebbe risultare superiore al predetto valore industriale.

7. Informativa di settore

L'informativa primaria di Gruppo è per settori di attività. L'attività della società è stata svolta nel 2020 quasi interamente sul territorio nazionale e pertanto non viene presentata l'informativa secondaria per settori geografici in quanto non applicabile al Gruppo Gas Plus.

Le attività nelle quali il Gruppo opera e che costituiscono l'informativa per il settore primario sono:

• esplorazione e produzione di idrocarburi (Business Unit E&P);
• distribuzione e trasporto di gas naturale (Business Unit Network & Transportation);
• vendita a clienti finali (Business Unit Retail);
• altre attività: include il settore stoccaggio di idrocarburi (Business Unit Storage), attività in fase di start up, e le funzioni comuni e servizi centralizzati della holding.

Ai fini della presente nota per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020, il settore di attività "stoccaggio di idrocarburi" (per la gestione del quale nel 2006 il Gruppo ha costituito la società Gas Plus Storage S.r.l.) non è ancora ritenuto significativo in quanto in funzione della complessità tecnica e dei necessari iter autorizzativi, il settore è tuttora in fase di avviamento e non consuntiva significativi valori economici e patrimoniali. In ugual misura, non è stato ritenuto significativo il settore di attività "trasporto" in quanto l'attività, che riguarda un tratto di condotta a media pressione di 41 chilometri, non è rilevante; esso è stato accorpato con il settore di attività "distribuzione", da cui deriva. Si rinvia alla relazione sulla gestione per ulteriori approfondimenti in merito.

La struttura direzionale ed organizzativa del Gruppo riflette essenzialmente il settore primario per attività di business.

I prezzi di trasferimento applicati alle transazioni tra i settori relativi allo scambio di beni, prestazioni e servizi sono regolati secondo le usuali condizioni praticate dal mercato.

Le seguenti tabelle presentano l'informativa di settore primario per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2020 e 2019:

Informativa di settore primario, per attività (Esercizio 2020)

	Exploration & Production	Network & Transportation	Retail	Altre attività e attività non allocate	Rettifiche ed elisioni	Totale consolidato
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	26.628	14.696	33.489	675		75.488
Vendite infrasettoriali	2.026	9.184	886	3.951	(16.047)	-
Totale ricavi	28.654	23.880	34.375	4.626	(16.047)	75.488
EBITDA	(606)	7.565	4.763	(1.672)	-	10.050
Ammortamenti	(13.707)	(4.035)	(138)	(335)	-	(18.215)
Svalutazioni	(99.536)	-	-	-	-	(99.536)
EBIT	(113.849)	3.530	4.625	(2.007)	-	(107.701)
Proventi diversi	-	242	-	-	-	242
Risultati operativi di settore	(113.849)	3.772	4.625	(2.007)	-	(107.459)
Oneri finanziari netti						(5.767)
Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza						(113.226)
Imposte sul reddito						79.004
Utile netto dell'esercizio						(34.222)
Attività e passività
Attivo immobilizzato	278.864	79.178	(3.042)	299.855	(294.174)	360.681
Capitale circolante	5.788	2.607	(1.796)	843	(217)	7.225
Fondi netti ed altre passività	(103.136)	-	(490)	(413)	-	(104.039)
(Posizione) / Indebitamento finanziario netto	(33.710)	(7.278)	(9.621)	136.543		85.934
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	17.082	52	-	57	-	17.191
Investimenti in immobilizzazioni immateriali (*)	24	2.749	3	71	-	2.847
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(5.382)	(153)	(4)	(54)		(5.593)
Ammortamenti diritto d'uso	(1.045)	(250)	(45)	(212)	-	(1.552)
Ammortamenti delle immobilizzazioni
immateriali (*)	(6.933)	(3.632)	(89)	(69)	-	(10.723)
Svalutazioni immobilizzazioni materiali	(21.664)	-	-	-	-	(21.664)
Svalutazioni diritto d'uso	(5.567)	-	-	-	-	(5.567)
Svalutazione avviamento	(750)	-	-	-	-	(750)
Svalutazioni immobilizzazioni immateriali	(71.555)	-	-	-	-	(71.555)
Attività di esplorazione	347	-	-	-	-	347

*Esclusa attività di esplorazione

Informativa di settore primario, per attività (Esercizio 2019)

	Exploration & Production	Network & Transportation	Retail	Altre attività e attività non allocate	Rettifiche ed elisioni	Totale consolidato
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	36.673	12.970	43.508	393	-	93.544
Vendite infrasettoriali	2.502	9.911	994	7.612	(21.019)	-
Totale ricavi	39.175	22.881	44.502	8.005	(21.019)	93.544
EBITDA	10.381	6.904	6.758	(2.263)	-	21.780
Ammortamenti Svalutazioni	(15.059) -	(3.704) -	(169) -	(333) -	- -	(19.265) -
EBIT Proventi diversi	(4.678) 1.857	3.200 194	6.589 -	(2.596) -	- -	2.515 2.051
Risultati operativi di settore	(2.821)	3.394	6.589	(2.596)	-	4.566
Oneri finanziari netti						(5.528)
Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza						(962)
Imposte sul reddito						344
Utile netto dell'esercizio						(618)
Attività e passività
Attivo immobilizzato	369.646	82.422	(2.354)	340.098	(335.478)	454.334
Capitale circolante	6.018	3.259	(1.912)	(843)	(201)	6.321
Fondi netti ed altre passività	(170.335)	(11.319)	(64)	(139)	-	(181.857)
(Posizione) / Indebitamento finanziario netto	(49.177)	(5.781)	(10.552)	131.536	-	66.026
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	13.750	35	12	161	-	13.958
Investimenti in immobilizzazioni immateriali (*)	705	1.540	1	137	-	2.383
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(6.143)	(145)	(4)	(64)	-	(6.356)
Ammortamenti diritto d'uso	(480)	(249)	(43)	(213)	-	(985)
Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*)	(7.532)	(3.310)	(122)	(56)	-	(11.020)
Attività di esplorazione	904	-	-	-	-	904

*Esclusa attività di esplorazione

8. Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 94.451 al 31 dicembre 2020 e sono dettagliabili come segue:

	Terreni	Fabbricati	Impianti e macchinari (trasporto)	Impianti e macchinari (E&P)	Attrezzature industriali e commerciali	Altri beni	Immobiliz zazioni in corso e acconti	Totale
31 dicembre 2019
Saldo iniziale netto	8.471	930	1.410	64.149	36	451	32.685	108.132
Acquisto Rete Gas
Fidenza S.r.l.	570	1.574	-		44	37	-	2.225
Investimenti	-	-	-	2.043	27	153	11.735	13.958
Ammortamenti	-	(163)	(39)	(5.970)	(15)	(169)	-	(6.356)
Alienazioni	(180)	-	-	-	-	(10)	(2.585)	(2.775)
Altre variazioni	(9)	-	-	(1.447)	-	-	(10.309)	(11.765)
Saldo finale netto	8.852	2.341	1.371	58.775	92	462	31.526	103.419
Saldo finale lordo Fondo ammortamento e	8.852	3.675	2.143	159.282	443	5.157	38.809	218.361
Svalutazioni	-	(1.334)	(772)	(100.507)	(351)	(4.695)	(7.283)	(114.942)
Saldo finale netto	8.852	2.341	1.371	58.775	92	462	31.526	103.419

31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	8.852	2.341	1.371	58.775	92	462	31.526	103.419
Investimenti	324	-	22	311	2	59	16.473	17.193
Ammortamenti	-	(145)	(26)	(5.237)	(19)	(166)	-	(5.593)
Svalutazioni	-	-	-	(18.998)	-	-	(2.666)	(21.664)
Alienazioni	-	-	-	-	-	-	-	-
Altre variazioni	98	-	-	-	-	-	1.000	1.098
Saldo finale netto	9.274	2.196	1.367	34.851	75	355	46.333	94.451
Saldo finale lordo	9.274	3.675	2.165	159.593	445	5.216	56.282	236.650
Fondo ammortamento e
Svalutazioni	-	(1.479)	(798)	(124.742)	(370)	(4.861)	(9.949)	(142.199)
Saldo finale netto	9.274	2.196	1.367	34.851	75	355	46.333	94.451

Nell'esercizio 2020, la voce si decrementa per complessivi Euro 8.968 per l'effetto congiunto principalmente:

• degli investimenti per Euro 17.193 principalmente riferite alla prosecuzione delle attività di sviluppo del Progetto Midia in Romania e all'inizio delle attività di cantiere per i lavori civili delle postazioni relative agli impianti di perforazione nelle aree pozzo afferenti alla concessione Longanesi;
• ammortamenti per Euro 5.593 riferiti quasi esclusivamente ad attività di produzione della Business Unit E&P Italia;
• svalutazioni per Euro 21.664, a seguito del test di impairment delle attività della CGU E&P Italia meglio descritto nella successiva nota n. 11, Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali, che ha comportato la svalutazione del valore residuo degli impianti e macchinari presenti nei siti non più produttivi di minori dimensioni della società controllata Gas Plus Italiana S.r.l. e la svalutazione di alcune immobilizzazioni materiali in corso delle attività della CGU E&P in Italia, effettuata alla luce della valutazione delle linee di indirizzo alla transizione energetica esposte nel documento di consultazione PiTESAI, oltreché sulla base del quadro economico generale, del prevedibile andamento degli scenari energetici nel lungo periodo e della revisione negativa di sfruttamento di determinate riserve.

Gli investimenti relativi alle attività di estrazione (impianti e macchinari E&P) presenti nell'attivo patrimoniale sono ammortizzati con il metodo dell'unità di prodotto dal momento in cui viene iniziata la produzione di idrocarburi. Con tale metodo l'aliquota di ammortamento è individuata rapportando la quantità estratta nel corso dell'esercizio alla quantità di riserve certe estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio, con riferimento all'insieme che realizza una correlazione diretta tra investimenti e riserve. I profili di produzione attesa, cosi come le stime dei volumi delle riserve certe estraibili sono state elaborate secondo le risultanze rinvenienti dalla perizia di un primario esperto indipendente.

Gli immobili, impianti macchinari completamente ammortizzati sono di trascurabile entità e si riferiscono principalmente alle categorie attrezzature industriali e commerciali ed agli altri beni.

Segnaliamo, inoltre, che non esistono immobili, impianti e macchinari temporaneamente inattivi.

9. Diritto d'uso

I diritti d'uso hanno un valore netto di Euro 10.348 al 31 dicembre 2020 e sono dettagliabili come segue:

Gruppo Gas Plus

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2020 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	Software	Terreni	Fabbricati	Impianti e macchinari (E&P)	Altri beni	Totale
31 dicembre 2019
Effetti adozione IFRS 16	-	8.277	2.566	141	26	11.010
Saldo iniziale netto	-	8.277	2.566	141	26	11.010
Acquisto Rete Gas Fidenza S.r.l.	-	-	25	-	9	34
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	-	(27)	1.427	-	-	1.400
Ammortamenti	-	(241)	(653)	(74)	(17)	(985)
Altre variazioni	-	1.523	-	-	-	1.523
Saldo finale netto	-	9.532	3.365	67	18	12.982
Saldo finale lordo	-	9.773	4.018	141	35	13.967
Fondo ammortamento	-	(241)	(653)	(74)	(17)	(985)
Saldo finale netto	-	9.532	3.365	67	18	12.982
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	-	9.532	3.365	67	18	12.982
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	74	(35)	131	35	103	308
Ammortamenti	-	(805)	(636)	(72)	(39)	(1.552)
Svalutazioni	-	(5.567)	-	-	-	(5.567)
Altre variazioni	-	4.177	-	-	-	4.177
Saldo finale netto	74	7.302	2.860	30	82	10.348
Saldo finale lordo	74	8.692	4.035	176	134	13.111
Fondo ammortamento e svalutazioni	-	(1.390)	(1.176)	(146)	(51)	(2.763)
Saldo finale netto	74	7.302	2.859	30	83	10.348

La voce diritti d'uso si riferisce principalmente a contratti di leasing aventi per oggetto la locazione di terreni ove sono presenti gli impianti di sfruttamento minerario delle società italiane della B.U. E&P e l'affitto di fabbricati destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo.

Nel 2020, la voce si decrementa complessivamente per Euro 2.634 principalmente per l'effetto congiunto di:

• nuovi contratti di leasing sottoscritti nell'anno e per la modifica delle ipotesi circa durata e opzioni contrattuali di alcuni contratti esistenti per complessivi Euro 308;
• ammortamenti dell'anno per Euro 1.552;
• svalutazioni per Euro 5.567, a seguito del test di impairment della CGU E&P Italia meglio descritto nella successiva nota n. 11, Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali, che ha comportato la svalutazione dei costi di smantellamento e ripristino (inclusi nella voce terreni) dei siti non più produttivi di minori dimensioni della società controllata Gas Plus Italiana S.r.l.;
• variazione netta dei costi di smantellamento e ripristino siti inclusa nella voce terreni per Euro 4.177, in conseguenza dell'aggiornamento delle ipotesi finanziarie prospettiche applicate nel corso del 2020, secondo quanto previsto dall'IFRIC 1, Changes in Existing Decomissioning, Restoration and Similar Liabilities.

10. Avviamento

L'avviamento ha un valore netto di Euro 844 al 31 dicembre 2020, con un decremento di Euro 3.653 rispetto al 31 dicembre 2019, per effetto:

• della definitiva allocazione del maggior costo di acquisizione della partecipazione nella società controllata Rete Gas Fidenza S.r.l.. Per maggiori dettagli su tale operazione si veda la precedente nota n. 5, Aggregazioni aziendali;

• dell'integrale svalutazione dell'avviamento di Euro 750, riferito all'acquisizione della società Stargas S.p.A. (attualmente denominata Gas Plus Italiana S.r.l.) avvenuta nel 2004, a seguito del test di impairment commentato alla successiva nota n. 11, Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali.

11. Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali

Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto di Euro 253.276 al 31 dicembre 2020 e sono dettagliabili come segue:

	Concessioni di coltivazione	Costi di esplorazione	Beni in concessione (IFRIC 12)	Concessioni di distribuzione gas e altre	Totale
31 dicembre 2019
Saldo iniziale netto	261.987	-	60.605	560	323.152
Acquisto Rete Gas Fidenza S.r.l.	-	-	10.479	53	10.532
Investimenti	-	453	1.373	557	2.383
Ammortamenti	(7.272)	(904)	(3.128)	(620)	(11.924)
Alienazioni	(526)	-	-	-	(526)
Altre variazioni	5.071	451	(50)	50	5.522
Saldo finale netto	259.260	-	69.279	600	329.139
Saldo finale lordo	385.518	904	107.506	9.241	503.169
Fondo ammortamento e
Svalutazioni	(126.258)	(904)	(38.227)	(8.641)	(174.030)
Saldo finale netto	259.260	-	69.279	600	329.139
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	259.260	-	69.279	600	329.139
Allocazione definitiva Rete Gas
Fidenza	-	-	3.566	-	3.566
Investimenti	-	347	2.520	327	3.194
Ammortamenti	(6.902)	(347)	(3.439)	(382)	(11.070)
Svalutazioni	(71.555)	-	-	-	(71.555)
Alienazioni	-	-	-	-	-
Altre variazioni	75	-	(38)	(35)	2
Saldo finale netto	180.878	-	71.888	510	253.276
Saldo finale lordo	385.593	347	113.554	9.533	509.027
Fondo ammortamento e
Svalutazioni	(204.715)	(347)	(41.666)	(9.023)	(255.751)
Saldo finale netto	180.878	-	71.888	510	253.276

Concessioni di coltivazione

Le concessioni di coltivazione al 31 dicembre 2020 hanno un valore netto di Euro 180.878 e sono rappresentate in Italia da 43 concessioni di coltivazione, 2 istanze di concessione, 1 permesso di ricerca e 3 istanze di permesso.

Inoltre, all'estero, il Gruppo ha 1 licenza esplorativa off-shore nel Mare del Nord e detiene una partecipazione del 10% nelle due concessioni di produzione Ana e Doina nel Mar Nero in Romania.

La voce concessione di coltivazione si decrementa di Euro 78.382 quasi esclusivamente per gli ammortamenti dell'esercizio di Euro 6.902 riferiti all'attività di produzione della CGU E&P Italia e per le svalutazioni di Euro 71.555 a seguito del test di impairment delle attività della stessa Business Unit E&P Italia, successivamente commentato in questa nota.

I titoli minerari sono ammortizzati in base al metodo dell'unità di prodotto, a partire dall'avvio della produzione delle riserve di idrocarburi rapportando la quantità estratta nel corso dell'esercizio alla quantità di riserve certe e probabili estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio. Il metodo applicato realizza una correlazione diretta tra investimenti e riserve. Le stime dei volumi delle riserve certe e probabili sono state elaborate secondo le risultanze rinvenienti dalla perizia di un primario esperto indipendente.

La voce concessioni di coltivazione include il valore di riserve provate e probabili in alcuni siti non ancora produttivi. Al 31 dicembre 2020, tale valore risulta pari a Euro 97.514.

Le concessioni di coltivazione sono assoggettate a verifica della recuperabilità del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma dell'impegno a proseguire l'attività mineraria e considerando fatti e circostanze che possano evidenziare la presenza di indicatori di perdite di valore.

Costi di esplorazione

I costi di ricerca ed esplorazione dell'anno che vengono completamente ammortizzati nell'esercizio di sostenimento sono risultati pari a Euro 347 (di cui Euro 79 relativi ad attività di ricerca condotta all'estero) rispetto ad Euro 453 (di cui Euro 209 relativi ad attività di ricerca condotta all'estero) dell'esercizio 2019.

Beni in concessione (IFRIC 12)

Come già specificato nella precedente nota n. 4, Principi contabili e criteri di valutazione, in seguito all'adozione a partire dal 1° gennaio 2010 dell'IFRIC 12, Accordi per servizi in concessione, sono stati riclassificati tra le attività immateriali i fabbricati industriali e gli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalle società controllate GP Infrastrutture S.r.l. e Rete Gas Fidenza S.r.l. per un importo complessivo al 31 dicembre 2019 di Euro 69.279 e al 31 dicembre 2020 di Euro 71.888.

I beni in concessione hanno presentato un incremento complessivo di Euro 2.609 da attribuire principalmente a:

• l'allocazione definitiva degli impianti di distribuzione della società Rete Gas Fidenza S.r.l. per Euro 3.566, alla luce della rideterminazione del loro valore contabile in linea con il maggior valore di rimborso (per maggiori dettagli su tale operazione si veda la precedente nota n. 5, Aggregazioni aziendali);
• gli investimenti per complessivi Euro 2.520 principalmente relativi alla posa di contatori elettronici al servizio degli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalla società controllata GP Infrastrutture S.r.l.;
• gli ammortamenti dell'esercizio per Euro 3.439.

Concessioni di distribuzione

Alla data del 31 dicembre 2020, il Gruppo Gas Plus è titolare di 40 concessioni per la distribuzione di gas nei comuni che hanno rilasciato le concessioni stesse. Il valore netto di tali concessioni al 31 dicembre 2020 ammonta a Euro 61. In alcuni casi, a fronte delle concessioni, il Gruppo Gas Plus ha pagato ai comuni un importo "una tantum", iscritto tra le immobilizzazioni immateriali ed ammortizzato sulla base della scadenza della concessione.

In merito alla scadenza delle concessioni, è utile evidenziare che, in base alla normativa primaria (art. 24 del Decreto Legislativo n. 93/11), le scadenze "ope legis" sono state prorogate fino alla gara d'ambito. Si rimanda alla nota n. 6, Utilizzo di Stime, e alla relazione sulla gestione per maggiori dettagli.

Le concessioni di distribuzione gas e gli altri diritti si decrementano di Euro 17 rispetto al precedente esercizio per gli ammortamenti registrati nell'anno.

Altre immobilizzazioni immateriali

Le altre immobilizzazioni immateriali comprendono quasi esclusivamente costi per licenze software.

Riduzione di valore delle attività (Impairment test ai sensi dello IAS 36)

Nel corso dell'esercizio sono stati rilevati indicatori di impairment relativi alle attività riferite al business delle società italiane del settore E&P (CGU E&P Italia) e alle attività di singole concessioni di coltivazione della CGU E&P Italia connessi: (i) all'evoluzione del quadro normativo avviata con il D.L. 135 del 14/12/18, convertito con L. 12 del 11/2/19 e proseguita con la presentazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico, in applicazione delle citata legge in data 11 febbraio 2021, del documento di consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)», che è poi stato pubblicato sul sito del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (oggi Ministero della Transizione Ecologica), (ii) al quadro economico generale e all'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che hanno richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nonché (iii) alle revisioni negative delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve di idrocarburi.

Il management ha quindi valutato gli impatti di detti indicatori sui propri piani di sfruttamento e/o sviluppo delle riserve di idrocarburi e ha riflesso i conseguenti aggiornamenti rivedendo le modalità e la misura di utilizzo delle relative attività ai fini dell'effettuazione del test di impairment.

Il test di impairment ha riguardato in particolare le attività relative alle singole concessioni coerentemente con le valutazioni effettuate dalle singole entità della CGU E&P Italia.

Al fine di verificare la tenuta del valore di libro delle attività riferite alle singole concessioni ne è stato determinato il valore d'uso considerando i flussi di cassa attesi delle concessioni di coltivazione sulla base delle previsioni di sfruttamento lungo la vita utile residua delle stesse concessioni che, per il periodo 2021-2025, corrispondono ai flussi di cassa desunti dai piani previsionali pluriennali approvati dagli Amministratori delle entità della CGU E&P Italia.

Le principali assunzioni che hanno determinato i flussi di cassa e gli esiti del test sono le seguenti:

• l'adozione di uno scenario energetico che recepisce una posizione più conservativa sui prezzi a lungo termine delle commodity energetiche (prezzi del gas in Italia e in Europa), con una moderata ripresa dei prezzi a partire dall'esercizio 2022 e costanza dei prezzi oltre il periodo di piano;
• la considerazione dei soli profili di produzione risultanti dall'ultima perizia dell'esperto indipendente in merito alle riserve già sviluppate e da sviluppare (ossia rese disponibili con i nuovi investimenti nelle concessioni) che si prevede continueranno ad essere utilizzate;
• la valutazione del management delle linee di indirizzo di transizione energetica esposte nel documento di consultazione PiTESAI, rivedendo le modalità e la misura con cui le singole attività della Business UnitE&P Italia continueranno ad essere utilizzate ed individuando un criterio per valutare gli impatti sui valori recuperabili delle singole concessioni sulla base del quale non si prevede attualmente la rimessa in produzione dei siti di minori dimensioni ed attualmente non produttivi;
• la previsione della struttura dei costi operativi, degli oneri di abbandono e ripristino siti e degli investimenti, rimodulati rispetto al passato per tenere conto della decisione di sospendere, allo stato, lo sviluppo e lo sfruttamento di determinate concessioni oltreché delle attese modifiche delle condizioni di operatività;
• le royalties e le imposte di piano calcolate sulla base delle normative vigenti alla data di riferimento.

I flussi, così determinati, sono stati attualizzati al costo medio ponderato del capitale investito (WACC) pre-imposte del 7,7% (equivalente ad un tasso post-imposte del 5,9%, in riduzione rispetto al corrispondente tasso del precedente esercizio pari al 6,43%, principalmente per effetto della flessione degli yield delle attività risk free).

Inoltre, al fine di verificare la tenuta del valore di iscrizione del capitale investito netto della CGU E&P Italia nel suo insieme, dopo le svalutazioni degli assets di singole concessioni, il management ha provveduto a sottoporre a test di impairment il valore dello stesso capitale investito netto rappresentato dalle attività e passività, ad esclusione della posizione finanziaria netta, riferibili alla CGU E&P Italia. A tal fine è stato determinato il valore d'uso considerando i flussi di cassa delle società operative della CGU E&P Italia desunti dai piani previsionali quinquennali approvati dagli Amministratori di tali società e incorporando la perpetuity dell'ultimo anno del piano per la determinazione del valore terminale assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero. L'enterprise value, così determinato, è stato rettificato del valore complessivo delle attività e passività riferibili alla CGU E&P Italia, ma che non concorrono alla determinazione dei flussi di cassa operativi del periodo esplicito di piano e che pertanto occorre considerare separatamente.

Le principali assunzioni che hanno determinato i flussi di cassa del periodo esplicito dei piani previsionali e gli esiti del test sono rappresentate dalle medesime assunzioni illustrate in precedenza con riferimento alla determinazione dei flussi di cassa delle concessioni di idrocarburi.

Ciò ha comportato l'iscrizione di svalutazioni delle attività materiali e immateriali relative a specifiche concessioni di coltivazione di idrocarburi della CGU E&P Italia per un ammontare complessivo di Euro 98.786, oltreché dell'avviamento allocato alla CGU E&P Italia per Euro 750, per complessivi Euro 99.536.

12. Altre attività non correnti

Le altre attività non correnti sono così dettagliate:

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Partecipazioni in altre società
- Serenissima Gas S.p.A.	5.961	4.279
Depositi cauzionali	200	199
Anticipi per gare d'ambito	377	377
Credito verso CSEA	-	403
Crediti verso consorzi non correnti	1.957	1.888
Totale altre attività non correnti	8.495	7.146

Le partecipazioni in altre società si riferiscono a partecipazioni non di collegamento in società attive nel settore della distribuzione del gas ed utilities. Tali partecipazioni sono classificate come attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo ed imputate direttamente a patrimonio netto come riportato nella nota n. 20, Patrimonio Netto, in applicazione dell'IFRS 9.

I dividendi ricevuti dalla società partecipata Serenissima Gas S.p.A. nel corso del 2020 ammontano a Euro 242 (Euro 311 nel corso del 2019), come riportato nella nota n. 30, Proventi e oneri diversi.

• il maggior valore di carico per Euro 1.682 della partecipazione in Serenissima Gas S.p.A. a seguito dell'aggiornamento dei relativi parametri di valutazione, per riflettere i valori delle più recenti transazioni avvenute sul mercato ed i valori espressi nel contesto degli iter in corso delle gare d'ambito territoriale in cui l'aggiudicazione degli impianti di distribuzione avviene ad un valore prossimo alla stima del valore industriale degli impianti (VIR - come avvenuto anche nel recente caso dell'acquisizione di Rete Gas Fidenza S.r.l.);
• la riclassifica tra le attività correnti del riconoscimento ottenuto dalla CSEA (Cassa Conguaglio dei Servizi Ambientali) di Euro 403 per la rideterminazione, ai sensi della Delibera 32/2019/R/Gas del 29 gennaio 2019 dell'ARERA (Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente), del valore della componente materia prima della tariffa di vendita di gas naturale per il periodo ottobre 2010 – settembre 2012, attraverso l'aggiornamento del coefficiente K. L'incasso di tale credito è previsto entro il termine dell'esercizio 2021.

13. Imposte sul reddito

I saldi delle voci attività per imposte anticipate e fondo imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto. Le descrizioni indicano la natura delle differenze temporanee.

Migliaia di Euro	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Imposte differite attive, relative a:
Fondo svalutazione crediti	447	485
Fondo TFR	154	145
Fondo abbandono	23.756	22.336
Ammortamenti civilistiche eccedenti	4.838	4.691
Svalutazioni civilistiche eccedenti	7.464	-
Fair value derivati in hedge accounting	312	115
Altro	601	194
Totale imposte differite attive	37.572	27.966
Imposte differite passive, relative a: Plusvalore delle concessioni di coltivazione ed impianti E&P	(4.252)	(70.856)
Plusvalore delle concessioni di distribuzione	(2.930)	(10.359)
Fair value derivati in hedge accounting	(37)	(467)
Altro	(257)	-
Totale imposte differite passive	(7.476)	(81.682)

Le imposte differite attive si incrementano di Euro 9.606 principalmente per l'accantonamento delle imposte anticipate di Euro 7.464 sulla svalutazione del valore residuo degli impianti e macchinari presenti nei siti non più produttivi di minori dimensioni della società controllata Gas Plus Italiana S.r.l. e la svalutazione di alcune immobilizzazioni materiali in corso della CGU E&P in Italia a seguito dell'effettuazione dei test di impairment.

Le imposte differite passive si decrementano di Euro 74.206 principalmente per effetto;

• del rilascio di imposte differite per Euro 19.166 per la svalutazione delle concessioni di coltivazione e dei diritti d'uso nell'ambito della CGU E&P Italia;
• del rilascio di imposte differite per Euro 54.912 poiché, in applicazione dell'art. 110, comma 8 del D.L. n. 104/2020 (cd. Decreto Agosto), successivamente ampliato dalla Legge di Bilancio 2021, le società della Business Unit E&P Italia e della Business Unit Network & Transportation hanno deliberato di procedere al riallineamento dei maggiori valori civilistici rispetto ai valori fiscali di immobilizzazioni immateriali e materiali per un importo complessivo di Euro 201.620.

I saldi delle voci di crediti per imposte correnti e debiti per imposte non correnti e correnti sono dettagliati nel seguente prospetto:

Migliaia di Euro	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Crediti per imposte correnti	866	278
Debiti per imposte non correnti	(4.032)	-
Debiti per imposte correnti	(2.052)	(1.165)
Totale crediti e (debiti) per imposte	(5.218)	(887)

La voce crediti per imposte include principalmente per Euro 809 il credito IRES rinveniente dal calcolo delle imposte correnti per il periodo di imposta 2020 di consolidato fiscale nazionale e mondiale. Nel corso del 2021, la maggior parte di tale credito verrà utilizzato in compensazione orizzontale per il pagamento di altre imposte dirette e/o indirette. Si segnala che, nel corso dell'esercizio 2020, è stato incassato l'importo di Euro 237 relativo al credito per il rimborso IRES richiesto dalla Società capogruppo, nell'ambito del consolidato fiscale, per gli anni 2009-2010-2011-2012, per la mancata deduzione analitica dell'IRAP relativa alle spese per il personale dipendente e assimilato, ai sensi dell'art. 2, comma 1-quater, Decreto legge n. 201/2011.

La voce debiti per imposte non correnti e correnti include quasi esclusivamente l'imposta sostitutiva del 3% stanziata in sede di approvazione del progetto di bilancio 2020 da parte delle società controllate della Business Unit E&P Italia e della Business Unit Network & Transportation poiché, in applicazione dell'art. 110, comma 8 del D.L. n. 104/2020 (cd. Decreto Agosto), successivamente modificato dalla Legge di Bilancio 2021, le stesse hanno deliberato di procedere al riallineamento dei maggiori valori civilistici rispetto ai valori fiscali di immobilizzazioni immateriali e materiali per un importo complessivo di Euro 201.620. L'imposta sostitutiva complessivamente stanziata è pari ad Euro 6.049 e verrà pagata in 3 rate costanti annuali, a partire dall'anno 2021.

Gli effetti del riallineamento sono recepiti nel bilancio consolidato 2020 ed i maggiori ammortamenti sui valori riallineati avranno valenza fiscale a partire dal 2021.

Imposte sul reddito dell'esercizio	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Risultato ante imposte	(113.226)	(962)
Aliquota teorica (IRES e IRAP)	28,82%	28,82%
Imposte teoriche	32.632	277
Effetto fiscale sulle differenze permanenti:
Costi non deducibili	(349)	(527)
Plusvalenze ed altri proventi non imponibili	55	242
Effetto riallineamento fiscale	48.863	-
IRAP non dovuta – D.L. Rilancio n. 34/2020	299	-
Effetto consolidato fiscale mondiale	188	(52)
Altre variazioni in diminuzione	255	659
IRAP non deducibile	(2.939)	(255)
Imposte sul reddito dell'esercizio	79.004	344
Imposte correnti	(1.336)	(2.955)
Imposta sostitutiva	(6.049)	-
Imposte differite	86.389	3.299
Imposte sul reddito dell'esercizio	79.004	344
Aliquota effettiva d'imposta	69,78%	35,76%

I dettagli delle imposte sul reddito dell'esercizio e la riconciliazione delle imposte teoriche con le imposte effettive sono indicati nel seguente prospetto:

Ai sensi dell'art. 24 del D.L. n. 34/2020 (cd. "Decreto Rilancio"), per i soggetti con volume d'affari inferiore a 250 milioni di euro non è dovuto il versamento del saldo IRAP 2019 e del 1° acconto IRAP 2020. Tale disposizione ha portato ad un beneficio complessivo per il Gruppo Gas Plus di Euro 299. La società capogruppo Gas Plus S.p.A. e le sue controllate GP Infrastrutture S.r.l., Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., Gas Plus Storage S.r.l., Gas Plus Energia S.r.l., GP Infrastrutture Trasporto S.r.l., Società Padana Energia S.r.l., Gas Plus International Holding S.r.l. e, a partire dall'esercizio 2020, Rete Gas Fidenza S.r.l., hanno congiuntamente esercitato l'opzione per la tassazione di gruppo ai sensi degli artt. 117 e seguenti del T.U.I.R.. Gli obblighi e gli adempimenti inerenti ai versamenti dell'IRES di competenza delle suddette società sono pertanto assolti direttamente dalla capogruppo, pur rimanendo ogni società responsabile della propria dichiarazione fiscale. Si segnala che la società capogruppo Gas Plus S.p.A., in data 29 gennaio 2019, ha presentato un'istanza di interpello, ai sensi del combinato disposto dell'art. 11 della L. 212/00, e dell'art. 132, comma 3, del

D.P.R. n. 917/86 per la comunicazione di variazione dei dati per il triennio 2018-2020. Il Gruppo ha, quindi, tacitamente rinnovato per il triennio 2018-2020 il regime di consolidato fiscale mondiale ed incluso nella determinazione della propria base imponibile anche i redditi conseguiti nell'esercizio 2020 dalle proprie controllate non residenti che possiedono i requisiti per la relativa inclusione nell'area di consolidamento (Gas Plus International B.V., Gas Plus Netherlands B.V. e Gas Plus Dacia S.r.l.). In data 24 aprile 2019, la DRE Lombardia ha comunicato il parere favorevole circa la permanenza dei requisiti e delle condizioni per il valido esercizio dell'opzione per il consolidato mondiale.

Gli effetti fiscali dell'adesione al consolidato mondiale per l'esercizio 2020 sono stati pari ad un minor carico fiscale di Euro 188 (contro un maggior carico fiscale complessivo di Euro 52 nel bilancio 2019).

14. Rimanenze

Le rimanenze, pari al 31 dicembre 2020 a Euro 3.160, si dettagliano come segue:

Migliaia di euro	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Materie prime, suss. e di consumo	2.737	2.874
Prodotti finiti e merci	423	644
Totale	3.160	3.518

Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo si riferiscono a materiali per la realizzazione e la manutenzione degli impianti di distribuzione gas e a materiali destinati all'attività di esplorazione e produzione gas.

Al 31 dicembre 2020 e 2019, la categoria "Prodotti finiti e merci" include principalmente il petrolio in stoccaggio presso la concessione Mirandola della società controllata Società Padana Energia S.r.l..

15. Crediti commerciali

I crediti commerciali pari al 31 dicembre 2020 a Euro 24.062 sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Gruppo Gas Plus

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2020 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Crediti commerciali:	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Utenti civili	9.128	9.910
Utenti industriali	816	771
Grossisti	2.136	3.131
Società di vendita gas naturale	3.586	3.728
Altri	10.531	10.891
Totale crediti	26.017	28.431
Fondo svalutazione	(1.955)	(2.543)
Crediti commerciali netti	24.062	25.888

Fondo svalutazione crediti	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Fondo finale anno precedente	(2.543)	(2.609)
Accantonamenti	(114)	(94)
Altre variazioni	585	(41)
Utilizzi	117	201
Fondo al 31 dicembre	(1.955)	(2.543)

I crediti verso clienti riguardano prevalentemente l'attività di vendita di gas metano ad utenti finali e grossisti e di distribuzione del gas metano alle società di vendita al di fuori del Gruppo Gas Plus. Il fondo svalutazione crediti si decrementa per complessivi Euro 588 per effetto congiunto dell'accantonamento dell'anno per Euro 114, del suo rilascio per esubero per Euro 585 e degli utilizzi dell'anno per Euro 117.

16. Altri crediti

Gli altri crediti, pari al 31 dicembre 2020 a Euro 20.923, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Altri crediti	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
IVA	4.300	3.452
Imposta di consumo ed add. regionale	578	1.479
Crediti verso consorzi	7.283	2.536
Crediti verso CSEA	403	1.208
Crediti contributi ARERA - Progetto TEE	7.505	4.464
Crediti diversi	269	184
Ratei e risconti	585	2.386
Totale altri crediti	20.923	15.709

Gli altri crediti sono prevalentemente costituiti da crediti per imposte indirette, crediti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione in cui il Gruppo, per le attività della concessione, riveste il ruolo di operatore, e crediti per contributi da ricevere dall'ARERA relativamente all'importo che sarà riconosciuto alla società controllata GP Infrastrutture S.r.l. per la consegna dei certificati di efficienza energetica (TEE), secondo gli obiettivi fissati dalla stessa Autorità.

17. Crediti verso imprese controllanti

Il Gruppo Gas Plus non ha in essere crediti verso imprese controllanti al 31 dicembre 2020 (Euro 193 al 31 dicembre 2019), poiché nel mese di gennaio 2020 la società controllante US.FIN. S.r.l. (dopo aver ottenuto nel mese di dicembre 2019 il relativo rimborso dall'Agenzia delle Entrate) ha rimborsato

al Gruppo Gas Plus il credito per il rimborso IRES richiesto, nell'ambito del consolidato fiscale, per gli anni 2006-2007-2008, per la mancata deduzione analitica dell'IRAP relativa alle spese per il personale dipendente ed assimilato, ai sensi dell'art. 2, comma 1-quater, Decreto legge n. 201/2011.

18. Attività finanziarie

Le attività finanziarie che al 31 dicembre 2020 ammontano ad Euro 229 (al 31 dicembre 2019 erano pari ad Euro 1.831), sono costituite esclusivamente da strumenti derivati di copertura.

Gli strumenti finanziari derivati stipulati a fronte del rischio di oscillazione del prezzo delle commodities soddisfano i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili e sono valutati al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo.

19. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono così dettagliate:

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 31 dicembre 2020 31 dicembre 2019 Cassa 15 15 Conti correnti bancari 4.554 11.901 Totale 4.569 11.916

Per maggiori informazioni in relazione alle movimentazioni delle disponibilità liquide e dei mezzi equivalenti si rimanda al prospetto di rendiconto finanziario consolidato.

20. Patrimonio netto

Di seguito si forniscono indicazioni in merito alle singole componenti di patrimonio netto:

Capitale Sociale

Nel corso dell'esercizio 2020 e 2019 non vi sono state variazioni nella composizione e nel valore nominale delle azioni ordinarie della società capogruppo Gas Plus S.p.A..

Si segnala che, in data 20 dicembre 2010, l'Assemblea Straordinaria degli Azionisti della Società ha deliberato l'eliminazione del valore nominale delle azioni con la relativa modifica all'articolo 5 dello Statuto Sociale.

Il numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione nell'esercizio 2020 e 2019 è pari a 44.909.620.

Il numero medio ponderato delle azioni potenziali in circolazione nell'esercizio 2020 e 2019, al netto delle azioni proprie in portafoglio pari a 1.336.677 (in entrambi i periodi in esame) ed in assenza di ulteriori effetti diluitivi, è pari a 43.572.943.

Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato per l'esercizio 2020 e 2019 per una descrizione quantitativa delle riserve di patrimonio netto.

Nelle seguenti note viene riportata una breve descrizione della natura e della composizione delle principali voci del patrimonio netto.

Riserve

Le riserve sono costituite da:

• La Riserva legale, la Riserva Versamenti c/capitale e la Riserva Sovrapprezzo azioni che non presentano variazioni rispetto all'importo iscritto al 31 dicembre 2020.
• Azioni proprie che non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2020. Al 31 dicembre 2020, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di Euro 9.600. Le azioni proprie sono a disposizione del Consiglio di Amministrazione che ne può disporre senza limiti di tempo o alienandole o quale corrispettivo di eventuali operazioni connesse alla gestione corrente o ad investimenti strategici o ancora a fronte dell'esercizio di opzioni assegnate o da
• assegnare ai destinatari dei Piani di Incentivazione Azionaria. • La riserva di cash flow hedge che accoglie le variazioni di fair value dei derivati su commodities e su tassi di interesse stipulati dal Gruppo, contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle variazioni di imposte differite.
• La riserva per differenze attuariali TFR, che, come previsto dal principio IAS 19, Benefici ai dipendenti, include tutti gli utili e le perdite attuariali che emergono dal ricalcolo del valore attuale del fondo di trattamento di fine rapporto.
• La riserva di traduzione cambi, che accoglie le differenze legate al differente cambio utilizzato per la conversione delle attività e passività delle imprese controllate estere e delle loro filiali (cambio corrente alla data di fine periodo) rispetto al cambio utilizzato per la conversione dei rispettivi proventi ed oneri (cambi medi di periodo).
• Le altre riserve e gli utili indivisi che includono gli effetti della conversione agli IFRS. Si segnala che tali effetti sono principalmente riferibili alla valutazione a fair value delle immobilizzazioni materiali costituite dagli impianti di distribuzione del gas, valutazione effettuata utilizzando il fair value come sostituto del costo in sede di prima applicazione degli IFRS.

Dividendi

Nel corso dell'anno 2020, la Capogruppo Gas Plus S.p.A non ha erogato dividendi.

Altre componenti del conto economico complessivo

Nell'esercizio 2020, le altre componenti del conto economico complessivo transitate direttamente a patrimonio netto includono:

• la variazione del fair value della partecipazione in Serenissima Gas S.p.A., al netto delle imposte differite, per una variazione positiva di complessivi Euro 1.662 (nel 2019 non era presente nessuna variazione);
• la variazione di fair value degli swap di copertura su commodities, in regime di hedge accounting, al netto delle relative imposte anticipate, per una variazione negativa di Euro 1.746 (nell'esercizio 2019 la variazione positiva era di Euro 1.064);
• la variazione di fair value degli interest rate swap di copertura in regime di hedge accounting, al netto delle relative imposte anticipate, per una variazione negativa di Euro 46 (nell'esercizio 2019 la variazione era negativa per Euro 85);
• la riserva per differenze attuariali TFR per una variazione positiva di complessivi Euro 24, al netto delle imposte differite (nell'esercizio 2019 la variazione era negativa di Euro 95);
• la riserva di traduzione dei bilanci esteri la cui valuta funzionale è diversa dall'euro per una variazione negativa di Euro 541 (nell'esercizio 2019 la variazione negativa era di Euro 451).

Infine, relativamente agli strumenti derivati di copertura in regime di cash flow hedge, si segnala che la variazione di fair value degli swap di copertura su commodities dell'esercizio precedente è stata contabilizzata in aumento dei ricavi delle vendite per Euro 1.831 e in aumento dei costi per acquisto di materie prime per Euro 313, con il corrispondente complessivo impatto netto delle imposte anticipate e differite per Euro 379.

21. Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine

Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari del Gruppo con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:

Tipologia	Tasso interesse effettivo %	Scadenza	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
A breve termine
Scoperti bancari		A richiesta	5	5
Banca ISP- incassi per crediti
cartoralizzati		Quindicinale	2.774	3.514
Finanziamento Banco BPM	Euribor 1/3m + spread		20.000	15.000
Finanziamento Term ISP-BPM	Euribor 3/6m + spread		10.783	7.735
Finanziamento RBL	Euribor 1/3/6m + spread		22	-
Fair value derivati commodities swap			971	355
Fair value derivati interest rate swap			65	71
Totale debiti finanziari a breve termine			34.620	26.680
A medio lungo termine
Finanziamento Term ISP-BPM	Euribor 3/6m + spread	piano rimborso	31.701	42.485
Finanziamento Capex ISP-BPM	Euribor 3/6m + spread	piano rimborso	16.479	5.078
Finanziamento RBL	Euribor 1/3/6m + spread	piano rimborso	2.906	-
Fair value derivati interest rate swap			107	40
Totale debiti finanziari a medio/lungo termine			51.193	47.603
Totale debiti finanziari			85.813	74.283

Al 31 dicembre 2020, il Gruppo ha in essere debiti finanziari a breve termine per 34.620 Euro e debiti finanziari a medio lungo termine per 51.193 Euro.

Si descrivono qui di seguito le principali caratteristiche dei finanziamenti bancari del Gruppo:

Scoperti c/c bancario

Gli scoperti di c/c bancario, pari a 5 Euro, riguardano le società operative del Gruppo Gas Plus e comprendono principalmente le commissioni bancarie di tenuta conto di fine trimestre, addebitate sul conto corrente nei primi giorni del mese successivo.

Banca ISP – incassi per crediti cartolarizzati

A fine esercizio il debito per incassi di crediti cartolarizzati ammonta ad Euro 2.774 ed è stato regolarmente rimborsato all'istituto di credito, secondo le scadenze pattuite.

Il relativo contratto di cartolarizzazione (che è stato stipulato con Banca Imi – ora Intesa Sanpaolo, dopo il perfezionamento in data 20 luglio 2020 della fusione per incorporazione di Banca Imi S.p.A e che prevede la cessione pro soluto dei crediti) ha scadenza nel mese di aprile del 2023, dopo il rinnovo avvenuto nel mese di settembre del 2018.

Al momento della cessione dei crediti sono riconosciuti a Intesa San Paolo:

• una commissione per anticipazione finanziaria indicizzata ad un tasso di interesse di mercato;
• una commissione per rischio di credito, che varia a seconda del segmento di clientela oggetto di cessione.

Finanziamento Revolving Banco BPM

In data 14 giugno 2018, Gas Plus S.p.A. e le società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., GP Infrastrutture S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. (unitamente alla società controllata Idrocarburi Italiana S.r.l., fusa per incorporazione in Società Padana Energia S.r.l. nel mese di dicembre 2020) hanno stipulato con Banco BPM un contratto di finanziamento di tipo revolving a medio-lungo termine per un importo complessivo di Euro 15 milioni, da utilizzarsi esclusivamente per cassa, e con scadenza il 14 giugno 2021. In data 29 ottobre 2020, le società del Gruppo Gas Plus beneficiarie sopra indicate hanno ottenuto l'incremento della linea di finanziamento di ulteriori Euro 5 milioni, da utilizzarsi esclusivamente per cassa e da rimborsare per Euro 2,5 milioni entro il 14 marzo 2021 e per Euro 2,5 milioni entro il 14 giugno 2021. Gas Plus S.p.A. si è impegnata a garantire le obbligazioni assunte dalle altre società beneficiarie del finanziamento. Entro i termini contrattuali, si segnala che la società controllante nel mese di febbraio 2021 ha rimborsato l'importo di Euro 2,5 milioni.

Alla data del 31 dicembre 2020, tale finanziamento risulta interamente utilizzato per Euro 20 milioni. Il contratto di finanziamento prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 1/3m su base 360 giorni) e il margine previsto contrattualmente. Inoltre, il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo. L'importo della commissione di mancato utilizzo al 31 dicembre 2020 è stato nullo (come nell'esercizio precedente), poiché la linea è stata interamente utilizzata per l'intero esercizio.

Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi annualmente, a partire dal bilancio chiuso al 31 dicembre 2018 sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS. Tali parametri risultano attualmente essere:

• Indebitamento finanziario netto/EBITDA;
• Indebitamento finanziario netto/patrimonio netto

Gas Plus S.p.A. deve comunicare annualmente il rispetto di tali parametri, contestualmente alla consegna del bilancio consolidato. Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, sempre che tali parametri non siano nel frattempo stati ripristinati secondo i termini contrattuali, la banca finanziatrice ha la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo della stessa banca nel rendere disponibile ogni ulteriore utilizzo a valere sul Finanziamento Revolving. Si segnala che al 31 dicembre 2020 tali parametri risultano rispettati.

Il contratto di finanziamento prevede inoltre alcuni impegni e limitazioni per la Società e le società controllate beneficiarie della linea, tra cui il rimborso anticipato obbligatorio dell'intero finanziamento, inter alia, nel caso di cambio di controllo di Gas Plus.

Al mancato rispetto di tali impegni e limitazioni, la banca finanziatrice ha la possibilità di recedere o risolvere il contratto, salvo sanatoria entro i termini contrattuali.

Finanziamento ISP-Banco BPM

In data 6 agosto 2019, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Banca IMI (ora Intesa Sanpaolo – dopo il perfezionamento in data 20 luglio 2020 della fusione per incorporazione di Banca Imi S.p.A.) e Banco BPM un contratto di finanziamento a medio-lungo termine, utilizzabile per cassa, per un importo complessivo di 107 milioni di Euro, che prevede:

a) Linea a medio lungo termine dell'importo di Euro 52 milioni

In data 11 settembre 2019, tale linea è stata integralmente erogata. Nell'esercizio 2020, Gas Plus S.p.A. ha rimborsato complessivamente rate per Euro 8 milioni, rispettando le relative scadenze contrattuali. Il piano concordato residuo di ammortamento è il seguente:

Scadenza	Importo da rimborsare (in Euro)
30 giugno 2021	5.500.000
31 dicembre 2021	5.500.000
30 giugno 2022	5.000.000
31 dicembre 2022	5.000.000
30 giugno 2023	5.500.000
31 dicembre 2023	5.500.000
30 giugno 2024	5.500.000
31 dicembre 2024	5.500.000
Totale	43.000.000

b) Linea a medio lungo termine "Capex" dell'importo di Euro 55 milioni

La linea a medio lungo termine "Capex" è utilizzabile per cassa fino al 31 dicembre 2022. Nell'anno 2020, Gas Plus S.p.A. ha utilizzato tale linea per l'importo complessivo di Euro 11,4 milioni, giungendo complessivamente ad un debito di Euro 17,4 milioni. Il piano concordato di ammortamento per l'importo utilizzato è il seguente:

Scadenza	Importo da rimborsare (in Euro)
30 giugno 2023	1.582.080
31 dicembre 2023	1.582.080
30 giugno 2024	2.372.725
31 dicembre 2024	11.863.115
Totale	17.400.000

Gas Plus S.p.A. ha utilizzato tale linea di credito per finanziare il Progetto "Midia" in Romania nel limite di 10 milioni di Euro.

Il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo, pari allo 0,50% per il primo anno dalla data di sottoscrizione ed al 25% del margine previsto per gli anni successivi, calcolato sull'importo disponibile della linea di credito. L'importo della commissione di mancato utilizzo complessivamente addebitato nel corso del 2020 è pari a Euro 274 (Euro 68 nell'esercizio precedente) ed è incluso negli oneri finanziari.

Il contratto di finanziamento per le linee di cui sopra prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 3/6m su base 360 giorni) ed un margine variabile, in funzione della variazione del parametro denominato Leverage Ratio (Indebitamento finanziario netto / EBITDA).

Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS. Tali parametri risultano essere:

• il Leverage Ratio (Indebitamento finanziario netto/EBITDA);
• il Rapporto DSCR (Debt Service Cover Ratio vale a dire il rapporto tra il flusso di cassa a servizio del debito ed il servizio del debito).

Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, le banche finanziatrici hanno la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo delle stesse banche nel rendere disponibile, a partire dalla data del recesso, ogni ulteriore utilizzo a valere sulle linee di credito concesse.

In data 31 luglio 2020, Gas Plus S.p.A. ha ottenuto dalle proprie banche finanziatrici una modifica degli attuali contratti di finanziamento che ha previsto di non rilevare i parametri finanziari (financial covenants) per l'anno 2020 e di aumentare il relativo livello nel successivo.

Il contratto di finanziamento prevede alcuni impegni e limitazioni per il prenditore. Al mancato rispetto di tali impegni e limitazioni, le banche finanziatrici hanno la possibilità di recedere o risolvere il contratto, salvo sanatoria da parte del Gruppo Gas Plus nei casi consentiti.

Finanziamento RBL

In data 6 dicembre 2019, la società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. (insieme ai partners del Progetto "Midia" in Romania, l'operatore Black Sea Oil & Gas e Petro Ventures Resources S.r.l.) ha stipulato con un pool di banche (inizialmente composto, da Crédit Agricole Corporate and Investment Bank, Societe Generale, London Branch and BRD Groupe Société Générale) un contratto di finanziamento a medio-lungo termine, utilizzabile per cassa, per un importo complessivo di Euro 20 milioni (pari al 10% del finanziamento complessivo sottoscritto dalla joint venture di Euro 200 milioni), destinato al finanziamento del Progetto "Midia" in Romania. Successivamente, a valle di un processo di rideterminazione da parte delle banche dell'importo erogabile anche a fronte di una riduzione del costo complessivo dell'investimento, in data 12 novembre 2020, la linea di finanziamento è stata ridotta ad Euro 18,5 milioni (Euro 185 milioni per l'intera joint venture). Nell'anno 2020, Gas Plus Dacia S.r.l. ha utilizzato tale linea per l'importo di Euro 4,2 milioni.

Il piano concordato di ammortamento per l'importo utilizzato è il seguente:

Scadenza	Importo da rimborsare
	(in Euro)
30 giugno 2023	567.000
31 dicembre 2023	567.000
30 giugno 2024	567.000
31 dicembre 2024	567.000
30 giugno 2025	483.000
31 dicembre 2025	483.000
30 giugno 2026	483.000
31 dicembre 2026	483.000
Totale	4.200.000

Il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo, pari allo 0,20% del margine previsto fino alla prima erogazione e allo 0,40% successivamente, calcolato sull'importo disponibile della linea di credito. L'importo della commissione di mancato utilizzo complessivamente addebitato nel corso del 2020 è pari a Euro 191 ed è incluso negli oneri finanziari.

Il contratto di finanziamento prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 1/3/6m su base 360 giorni) ed un margine variabile, in funzione dell'andamento del Progetto "Midia".

Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente sui dati della società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. redatti in conformità agli IFRS, dopo un anno dall'inizio dell'estrazione di gas nei campi Ana e Doina nel Mar Nero in Romania. Tali parametri risultano essere:

• Indebitamento finanziario netto/EBITDA;
• il Rapporto DSCR (Debt Service Cover Ratio vale a dire il rapporto tra il flusso di cassa a servizio del debito ed il servizio del debito) storico e prospettico;
• il test di liquidità della joint venture.

Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, le banche finanziatrici hanno la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo delle stesse banche nel rendere disponibile, a partire dalla data del recesso, ogni ulteriore utilizzo a valere sulle linee di credito concesse.

Indebitamento finanziario netto

Secondo quanto previsto dalla Comunicazione Consob n. 6064293 del 28 luglio 2006 di seguito si evidenzia la composizione dell'indebitamento finanziario netto del Gruppo al 31 dicembre 2020 e 2019:

importi in migliaia di euro	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
A. Cassa	15	15
B. Conti correnti bancari	4.554	11.901
C. Titoli detenuti per la negoziazione	-	-
D. Liquidità (A) + (B) + (C)	4.569	11.916
E. Crediti finanziari correnti	229	1.831
F. Debiti bancari correnti	22.779	18.519
G. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	10.805	7.735
H. Altri debiti correnti	1.878	1.228
I. Indebitamento finanziario corrente (F)+(G)+(H)	35.462	27.482
J. Indebitamento finanziario corrente netto (I)-(E)-(D)	30.664	13.735
K. Debiti bancari non correnti	51.086	47.563
L. Obbligazioni emesse	-	-
M. Altri debiti non correnti	4.184	4.728
N. Indebitamento finanziario non corrente (K) + (L) + (M)	55.270	52.291
O. Indebitamento finanziario netto (J) + (N)	85.934	66.026

Ai sensi dello IAS 7 – Rendiconto finanziario si riporta nella seguente tabella la riconciliazione tra il saldo iniziale ed il saldo finale dell'indebitamento finanziario netto.

	31 dicembre	Flussi monetari	Flussi non monetari		31 dicembre
	2019		Variazione fair value	Altre variazioni	2020
Debiti finanziari correnti	27.482	4.486	610	2.884	35.462
Debiti finanziari non correnti	52.291	3.769	67	(857)	55.270
Attività finanziarie correnti	1.831	(1.831)	229	-	229
Passività nette derivanti da attività di finanziamento	77.942	10.086	448	2.027	90.503
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	11.916	(7.347)	-	-	4.569
Indebitamento finanziario netto	66.026	17.433	448	2.027	85.934

22. Debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine

Nella seguente tabella sono riportate le movimentazioni dei debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine del Gruppo:

Gruppo Gas Plus

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2020 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	Totale debiti per lease	Debiti per lease correnti	Debiti per lease non correnti
Saldo iniziale al 1° gennaio 2019	4.958	865	4.093
Acquisizione Rete Gas Fidenza S.r.l.	34
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	1.418
Decrementi	(840)
Oneri finanziari	(80)
Saldo finale al 31 dicembre 2019	5.490	802	4.688
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	308
Decrementi	(797)
Oneri finanziari	(82)
Saldo finale al 31 dicembre 2020	4.919	842	4.077

In applicazione del principio IFRS 16, al 31 dicembre 2020, il Gruppo ha in essere debiti finanziari per lease a breve termine per 842 Euro (al 31 dicembre 2019 per Euro 802) e debiti finanziari per lease a medio lungo termine per 4.077 Euro (al 31 dicembre 2019 per Euro 4.688). Tali debiti si riferiscono principalmente a contratti di affitto aventi ad oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo, nonché a contratti di locazione dei terreni ove sono presenti gli impianti di sfruttamento minerario della Business Unit E&P.

Nel corso del 2020, i debiti finanziari per lease presentano un decremento complessivo di Euro 571 dovuto a:

• i nuovi contratti di lease sottoscritti nel periodo e la rimisurazione del debito di alcuni dei contratti in essere, generata da un aggiornamento della componente valutativa dei contratti stessi, relativamente all'esercizio delle opzioni di rinnovo, per una variazione positiva di Euro 308;
• il rimborso dei canoni contrattuali scaduti nell'esercizio e delle disdette dei contratti in essere per Euro 879.

23. Trattamento di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili

I piani per benefici definiti a favore di dipendenti del Gruppo riguardano il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato disciplinato dalla legislazione italiana all'articolo 2120 del codice civile. L'indennità, erogata sotto forma di capitale, è pari alla somma di quote di accantonamento calcolate sulle voci retributive corrisposte in dipendenza del rapporto di lavoro e rivalutate sino al momento della cessazione dello stesso.

L'indennità di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili del Gruppo al 31 dicembre 2020 ammonta a Euro 5.055 (al 31 dicembre 2019 era pari ad Euro 5.036) e riflette la valutazione del debito verso il personale secondo criteri attuariali ai sensi dello IAS 19. In particolare, per quanto riguarda lo scenario economico-finanziario i parametri tendenziali utilizzati per la valutazione al 31 dicembre 2020 sono i seguenti:

-	Tasso di attualizzazione	0,34%
-	Tasso annuo di inflazione	0,80%
-	Tasso annuo di incremento TFR	2,10%
-	Incremento annuo retribuzioni	3,00%
-	Tasso annuo di rotazione del personale	3,00%
-	Tasso annuo di anticipazioni	2,00%

Riportiamo nella seguente tabella la movimentazione intervenuta nel fondo trattamento di fine rapporto dipendenti relativa all'esercizio 2020 e 2019:

Fondo trattamento di fine rapporto	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Saldo iniziale	4.980	4.759
Altre variazioni	-	153
Benefici pagati	(296)	(375)
Subtotale delle variazioni di stato patrimoniale	(296)	(222)
Costo del servizio	263	246
Interessi netti	74	73
Subtotale incluso nel conto economico	337	319
Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziarie	57	202
Aggiustamenti sulla base dell'esperienza	(88)	(78)
Subtotale incluso nel conto economico complessivo	(31)	124
Saldo finale	4.990	4.980
Fondo per trattamento di quiescenza e obblighi simili	65	56
Fondo trattamento di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili	5.055	5.036

Qui di seguito è riportata l'analisi di sensitività ricalcolata sull'obbligazione netta del piano a benefici definiti al 31 dicembre 2020, considerando i più significativi cambiamenti nelle assunzioni chiave.

Impatto sul P.N.		Impatto sul P.N.
Assunzione	+0,25%	(0,25%)	Assunzione	+0,25%	(0,25%)
Tasso di inflazione	(92)	91	Tasso di attualizzazione	+124	(127)

Qui di seguito si riportano le contribuzioni attese da effettuare negli anni futuri a fronte dell'obbligazione del piano a benefici definiti:

Periodo	Importo
Entro i prossimi 12 mesi	1.135
Entro 2 anni	197
Entro 3 anni	320
Entro 4 anni	283
Entro 5 anni	517

La durata media dell'obbligazione del piano a benefici definiti alla fine dell'esercizio 2020 è di 13,8 anni.

A partire dal 1° gennaio 2007, la legge Finanziaria e i relativi decreti attuativi hanno introdotto modifiche rilevanti nella disciplina del TFR, fra cui la scelta del lavoratore in merito alla destinazione del proprio TFR maturando. In particolare, per le società con più di 50 dipendenti, i nuovi flussi di TFR possono essere indirizzati dal lavoratore a forme pensionistiche prescelte oppure mantenute in azienda (nel qual caso, quest'ultima versa i contributi TFR ad un conto di tesoreria istituito presso l'INPS). Dette modifiche rendono le future quote di TFR un piano a contributi definiti mentre l'obbligazione

maturata al 31 dicembre 2006 continua a essere trattata contabilmente come un piano a benefici definiti, con la conseguente necessità di effettuare i conteggi attuariali escludendo tuttavia la componente relativa gli incrementi salariali futuri.

In tale voce, inoltre, è incluso per Euro 65 (Euro 56 al 31 dicembre 2019) l'accantonamento del contributo "ex Fondo Gas" per i dipendenti della Società capogruppo e delle società controllate aderenti al Contratto Collettivo Nazionale Gas e Acqua ancora compresi nella forza lavoro a seguito della soppressione del fondo stesso con decorrenza 1° dicembre 2015. Le società del Gruppo interessate dovranno accantonare mensilmente tale importo fino al 1° novembre 2035, salvo erogarlo per intero al dipendente (o al relativo Fondo di Categoria), al momento della cessazione del suo rapporto di lavoro (Legge 125/2015 di conversione del D.L. 78/2015).

24. Altri debiti

La seguente tabella riporta il dettaglio degli altri debiti al 31 dicembre 2020 ed il suo confronto con l'esercizio precedente:

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Debiti verso CSEA	1.880	2.613
Debiti verso consorzi	2.680	2.340
Debiti verso il personale	2.147	2.178
Debiti verso istituti di previdenza	1.089	1.119
Premi comunali	326	270
Ritenute	290	371
Debiti per imposta di consumo ed add. regionale	-	11
IVA	1	12
Debiti per royalties	2.192	820
Debiti per canoni di sfruttamento minerario	2.131	2.133
Amministratori e sindaci	239	235
Acconti	155	84
Ratei e risconti passivi	537	548
Debiti diversi	445	1.677
Totale altri debiti	14.112	14.411

Gli altri debiti sono prevalentemente costituiti da debiti per imposte indirette, debiti per canoni di concessione di sfruttamento minerario, debiti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione in cui il Gruppo partecipa come partner della concessione, ma l'operatore è un terzo soggetto, debiti verso il personale e verso gli enti previdenziali per premi, ratei di quattordicesima, ferie e permessi maturati ma non ancora goduti alla fine dell'esercizio.

Altri debiti non correnti	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Depositi cauzionali passivi	2.741	2.889
Totale altri debiti non correnti	2.741	2.889

Con riferimento ai depositi cauzionali versati dagli utenti, si segnala che tali debiti sono stati iscritti tra i debiti di durata residua superiore all'anno in quanto non risulta determinabile la data del relativo rimborso.

25. Fondi

Nella seguente tabella è riportata la movimentazione dei fondi intercorsa nell'esercizio 2019 e 2020:

	Fondo smantellamento e ripristino siti	Fondo per contenziosi	Fondo oneri ambientali	Altri fondi	Totale
Al 31 dicembre 2018	113.911	115	4.946	25	118.997
Rilevazione iniziale e variazione di stima Oneri finanziari per effetto	1.524	-	-	-	1.524
attualizzazione	2.955	-	-	-	2.955
Accantonamento nell'esercizio	-	247	-	-	247
Utilizzo nell'esercizio a fronte di oneri	(482)	(115)	(16)	(5)	(618)
Al 31 dicembre 2019	117.908	247	4.930	20	123.105
Rilevazione iniziale e variazione di stima	4.321	-	-	-	4.321
Oneri finanziari per effetto
attualizzazione	2.750	-	-	-	2.750
Accantonamento nell'esercizio	-	600	-	-	600
Utilizzo nell'esercizio a fronte di oneri	(1.670)	-	(6)	(20)	(1.696)
Al 31 dicembre 2020	123.309	847	4.924	-	129.080

Il fondo smantellamento e ripristino siti accoglie la stima dei costi che presumibilmente saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione degli idrocarburi o della durata della concessione per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.

Nell'esercizio 2020, il fondo smantellamento e ripristino siti si incrementa complessivamente di Euro 5.975 principalmente per effetto:

• dell'incremento per oneri finanziari conseguente all'attualizzazione dei costi di chiusura per Euro 2.750 (Euro 2.955 nell'esercizio 2019);
• dell'incremento per la variazione di stima dei costi di chiusura per Euro 4.321 (Euro 1.524 nell'esercizio 2019), essenzialmente dovuta alle nuove ipotesi nella tempistica delle attività di smantellamento e ripristino di alcuni siti minori non più produttivi, in linea con le assunzioni effettuate in sede di test di impairment, meglio descritte nella nota no. 11, Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali;
• della riduzione per gli utilizzi dell'esercizio per Euro 1.670 (Euro 482 nell'esercizio 2019), che si riferiscono agli oneri sostenuti per le chiusure minerarie dell'esercizio.

Tale fondo è stato iscritto tra le passività non correnti in quanto il piano di utilizzo è stimato e, comunque, riferito ad epoche future.

La valutazione delle passività future connesse ai costi di smantellamento e di ripristino siti è un processo complesso basato su ipotesi e criteri tecnici e metodologici validati da esperti indipendenti oltre che su valutazioni finanziarie che richiedono il giudizio e l'apprezzamento della Direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenere e delle tempistiche di effettuazione di tali interventi. Periodicamente, la stima del fondo rischi è rivista per riflettere variazioni significative nelle assunzioni, quali le tempistiche stimate delle attività da eseguire e le relative stime dei costi da sostenere nonché dai tassi di attualizzazione adottati. Tuttavia, i costi di smantellamento e ripristino che saranno effettivamente sostenuti dipenderanno da prezzi di mercato e condizioni di mercato futuri. Inoltre la tempistica delle attività di smantellamento e ripristino dipenderà dal momento in cui i campi di produzione non saranno più economicamente produttivi, condizione che a sua volta sarà influenzata dalle valutazioni relative all'entità delle riserve di idrocarburi economicamente estraibili e i relativi profili di produzione dei siti. Le stime degli oneri di smantellamento e ripristino siti sono state elaborate dal Gruppo anche sulla base delle risultanze rinvenienti dalla relazione di un esperto indipendente.

Il fondo per contenziosi accoglie i costi previsti relativamente ad eventuali controversie in corso. Nel corso dell'esercizio 2020, tale fondo si incrementa per Euro 600, per l'accantonamento relativo all'esito negativo di una vertenza legale relativa ad una gara di un comune, nell'ambito della BU Retail. Inoltre, tale fondo include l'accantonamento di Euro 247, effettuato nel corso dell'esercizio precedente, a fronte della controversia, allo stato pendente dinanzi al Tribunale Civile di Parma – Sezione Lavoro, relativa al ricorso ex art. 414 c.p.c notificato alle società controllate Rete Gas Fidenza S.r.l. e GP Infrastrutture S.r.l. da parte dell'ex dirigente che ricopriva il ruolo di direttore e che, non appena le quote sociali di Rete Gas Fidenza S.r.l. sono state acquisite da GP Infrastrutture S.r.l., è stato licenziato per giusta causa.

Il fondo oneri ambientali accoglie la stima degli oneri relativi ad interventi ambientali che dovranno essere svolti nei siti di produzione del gas. Nel corso dell'esercizio 2020, tale fondo è stato utilizzato per Euro 6 (Euro 16 nell'esercizio 2019).

Si segnala che, nel mese di dicembre 2020, si è estinto, senza nessun esborso a carico del Gruppo Gas Plus, il contenzioso relativo all'avviso di accertamento di Euro 6,4 milioni ricevuto, in prossimità della chiusura dell'esercizio 2012, dalla società acquirente (Idrocarburi Italiana S.r.l. ora fusa nella stessa Società Padana Energia S.r.l.) e dalla società acquisita (Società Padana Energia S.r.l.), unitamente al Venditore, per la riqualificazione ai fini dell'imposta di registro, ipotecaria e catastale dell'operazione di acquisizione della partecipazione nella controllata Società Padana Energia S.r.l.

26. Debiti commerciali

Nella seguente tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 31 dicembre 2020 ed il loro confronto con l'esercizio precedente:

Debiti commerciali	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Fornitori Italia	25.521	23.397
Fornitori estero	101	292
Totale debiti commerciali	25.622	23.689

I debiti verso fornitori derivano prevalentemente dalle forniture di gas metano e di materiali per la realizzazione degli impianti gas e dai servizi di vettoriamento di gas metano.

I debiti verso fornitori sono tutti esigibili entro l'esercizio successivo.

Il profilo finanziario del Gruppo permette la liquidazione dei debiti commerciali attraverso il capitale circolante netto. I debiti hanno un tempo medio di pagamento di 30 – 90 giorni.

27. Ricavi

Per una descrizione quantitativa relativa alla composizione dei ricavi per settori di attività, si faccia riferimento alla nota n. 7, Informativa di settore ed ai commenti riportati nella relazione sulla gestione. I ricavi per tipologia sono indicati nella seguente tabella:

Gruppo Gas Plus

Note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2020 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Ricavi	2020	2019
Vendita di gas metano
utenti civili	27.744	34.512
utenti industriali	5.194	6.734
gas prodotto	13.843	20.293
Vendita greggio	5.369	10.129
Vendita condensati	164	251
Ricavi da consorzi	3.746	2.460
Ricavi per distribuzione gas terzi	11.680	11.343
Cassa perequazione	(2.713)	(3.003)
Gestione calore e altri	2.735	2.051
Totale ricavi	67.762	84.770
Altri ricavi e proventi
Contributi allacciamenti	251	310
Royalties	491	985
Rimborso canone assicurativo	170	176
Servizi per utenti gas	252	385
Contributo ARERA - Progetto TEE	4.146	3.175
Altri ricavi di gestione	2.416	3.743
Totale altri ricavi e proventi	7.726	8.774
Totale ricavi	75.488	93.544

A causa principalmente della drastica riduzione del livello degli scenari energetici (che hanno visto solo un parziale recupero nell'ultimo trimestre 2020), i ricavi per la vendita di gas metano e greggio sono stati in calo rispetto all'esercizio precedente.

Nell'esercizio 2019, la voce "ricavi da consorzi" includeva per un importo di Euro 208 l'addebito della quota delle maggiorazioni dei canoni di sfruttamento minerario - introdotta con l'art. 11-ter, comma 12, del D. Lgs. 135/2018 (Decreto Semplificazioni), convertito nella Legge 11 febbraio 2019, n. 12 corrisposti per conto degli altri partner per le concessioni in cui il Gruppo Gas Plus assume il ruolo di operatore.

Inoltre, sempre nell'esercizio precedente, la voce "Altri ricavi di gestione" includeva componenti positive non ricorrenti per un importo di Euro 2.731, relative a:

• gli effetti del rimborso di costi addebitati in precedenti esercizi nell'ambito delle concessioni gas della Business Unit E&P in cui il Gruppo non riveste il ruolo di operatore, per Euro 1.120;
• ii proventi relativi alla rideterminazione ai sensi della Delibera 32/2019/R/Gas del 29 gennaio 2019 del valore della componente materia prima della tariffa di vendita di gas naturale per il periodo ottobre 2010 – settembre 2012, attraverso l'aggiornamento del coefficiente K, per Euro 1.611.

28. Costi operativi

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi all'esercizio 2020 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente:

	2020	2019
Costi per materie prime e materiali di consumo
Materie prime e di consumo
Gas metano	(15.640)	(23.222)
Costi progetto TEE	(4.417)	(3.464)
Altri	(1.040)	(1.223)
Variazione rimanenze	(193)	(216)
Totale costi per materie prime	(21.290)	(28.125)

	2020	2019
Costi per servizi ed altri
Trasporto / stoccaggio gas	(1.750)	(1.745)
Misurazione / trattamento gas	(636)	(1.287)
Amministratori e sindaci	(602)	(595)
Spese e consulenze professionali	(3.292)	(3.478)
Assicurazioni	(590)	(572)
Manutenzioni	(3.997)	(4.151)
Trattamento reflui e rifiuti	(609)	(1.383)
Servizi specialisti E&P	(3.027)	(2.612)
Riaddebiti servizi da consorzi	(2.943)	(3.120)
Spese e commissioni bancarie	(230)	(226)
Altri affitti e locazioni	(1.042)	(522)
Royalties	(4.703)	(815)
Canoni concessioni sfruttamento minerario	(1.109)	(2.769)
Premi e concessioni gas	(1.159)	(1.007)
Cassa Conguaglio	(5.151)	(5.472)
Altri servizi	(3.776)	(3.520)
Accantonamenti al fondo per contenziosi	(600)	-
Accantonamenti e perdite su crediti	(433)	(427)
Totale costi per servizi ed altri	(35.649)	(33.701)

Sempre a causa dell'andamento degli scenari energetici, il costo di acquisto della principale materia prima, il gas metano, ha subito un significativo decremento, in linea con la riduzione dei connessi ricavi.

La voce costi per servizi ed altri ha invece registrato un incremento rispetto all'esercizio precedente, principalmente legato all'aumento delle royalties per effetto della Legge di Bilancio 2020 (Legge 27 dicembre 2019, n. 160) che ha introdotto nuove modalità di determinazione del relativo importo dovuto sulle produzioni di idrocarburi.

Come già evidenziato nella precedente nota n. 1, Informazioni generali, si segnala che la voce "Royalties" include una componente non ricorrente di Euro 2.435 per i maggiori oneri gravanti sulle produzioni relative all'anno 2019 a seguito di interpretazioni emerse solo a metà del 2020 sul testo dei nuovi commi 7-bis e 7-ter dell'art. 19 del D. Lgs. n. 625/96 come modificati dalla Legge di Bilancio 2020. A tale proposito il Gruppo ha versato tali maggiori royalties nel mese di agosto 2020, pur avendo a suo tempo ritenuto quest'ultime disposizioni applicabili alle produzioni di idrocarburi realizzate a decorrere dall'anno 2020. Inoltre, la voce costi per servizi recepisce un accantonamento di Euro 600, nell'ambito della BU Retail, relativo all'esito negativo di una vertenza legale relativa ad una gara di un comune.

Nell'esercizio precedente, la voce "canoni concessioni sfruttamento minerario" per un importo di Euro 2.769 riguardava le concessioni in cui il Gruppo Gas Plus assume il ruolo di operatore e comprendeva anche la quota dei canoni corrisposti per conto degli altri partner e agli stessi addebitata (pari ad Euro 208). La quota dei canoni corrisposta nelle concessioni in cui il Gruppo non riveste il ruolo di operatore è invece compresa nei costi complessivamente addebitati dal partner operatore nell'ambito della voce "riaddebiti servizi da consorzi" per un importo di Euro 467. Tali importi includevano la maggiorazione dei canoni di sfruttamento minerario introdotta con l'art. 11-ter, comma 12, del D. Lgs. 135/2018 (Decreto Semplificazioni), convertito nella Legge 11 febbraio 2019, n. 12.

Nel secondo semestre 2020, si segnala che nell'ambito dell'iter di conversione in legge del "Decreto Semplificazioni 2020", è stato approvato un emendamento volto a mitigare gli effetti per le piccole e medie concessioni di coltivazione di idrocarburi dell'aumento esponenziale dei canoni di concessione

introdotto dalle disposizioni del precedente Decreto Semplificazioni n. 135/2018, prevedendo un "tetto" pari al 3% del fatturato derivante dall'insieme delle concessioni di ciascuna società nell'anno precedente. Nel mese di dicembre 2020, il Gruppo ha quindi versato le maggiorazioni dei canoni di sfruttamento minerario rideterminate secondo questa modifica normativa per un importo di Euro 1.030, con una riduzione dell'importo dovuto a tale titolo di circa Euro 1.277.

29. Costi per il personale

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi per il personale relativi all'esercizio 2020 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Costo del personale	2020	2019
Costo del personale
Salari e stipendi	(5.889)	(7.090)
Oneri sociali	(2.090)	(2.341)
TFR, trattamento di quiescenza e obblighi simili	(520)	(507)
Totale costo del personale	(8.499)	(9.938)

Nel corso dell'esercizio 2020 si è registrata una sensibile riduzione dei costi del personale a fronte di una riduzione dell'organico. Nell'esercizio precedente, la voce recepiva gli oneri per il premio straordinario erogato ad alcuni dipendenti facente parte della politica di remunerazione in atto nel suddetto anno.

Per informazioni aggiuntive circa l'organico del Gruppo si rimanda alla Relazione sulla gestione.

30. Proventi e oneri diversi

Proventi e (oneri) diversi	2020	2019
Proventi e (oneri) diversi
Dividendi da partecipazioni iscritte nell'attivo non corrente	242	311
Altri proventi non ricorrenti	-	1.857
Altri oneri non ricorrenti	-	(117)
Totale proventi e (oneri) diversi	242	2.051

La voce proventi ed oneri diversi ha un saldo positivo pari ad Euro 242 al 31 dicembre 2020 (Euro 2.051 nel 2019) dovuto esclusivamente ai dividendi erogati dalla società partecipata Serenissima Gas S.p.A., per Euro 242 (Euro 311 nel 2019). Nel 2019, oltre ai dividendi, la voce includeva per Euro 1.857 una componente positiva non ricorrente per la rilevazione della plusvalenza che corrisponde al valore attualizzato del corrispettivo differito per la vendita all'operatore della quota di interesse del 5% nel progetto Midia in Romania ed un accantonamento per Euro 117 al fondo rischi per un contenzioso in essere relativo alla società controllata Rete Gas Fidenza S.r.l., acquisita nel corso del primo trimestre.

31. Proventi ed oneri finanziari

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio degli oneri e proventi finanziari relativi all'esercizio 2020 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente.

Proventi (Oneri) finanziari	2020	2019
Proventi finanziari
Altri proventi finanziari	155	68
Totale proventi finanziari	155	68
Oneri finanziari
Interessi passivi su finanziamenti a m/l termine	(1.689)	(1.056)
Interessi passivi su finanziamenti a breve termine	(369)	(411)
Oneri finanziari per attualizzazione fondi	(2.824)	(3.028)
Commissioni su finanziamenti	(842)	(689)
Oneri finanziari per lease	(82)	(80)
Oneri finanziari da derivati su tasso di interesse	(76)	(31)
Oneri finanziari da derivati su commodities	-	(12)
Altri oneri finanziari	(134)	(261)
Totale oneri finanziari	(6.016)	(5.568)
Utili (Perdite) su cambi	94	(28)
Proventi (Oneri) finanziari netti	(5.767)	(5.528)

Gli oneri finanziari netti hanno registrato un incremento complessivo di Euro 239 principalmente per effetto dell'incremento dell'indebitamento finanziario del Gruppo in relazione agli investimenti effettuati nel corso dell'esercizio, in un contesto di scenari energetici sfavorevole.

32. Risultato per azione

Il risultato base per azione ordinaria è calcolato dividendo il risultato netto dell'anno attribuibile agli azionisti ordinari della Società capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione durante l'anno.

Il risultato per azione diluito è calcolato dividendo l'utile netto del periodo attribuibile agli azionisti ordinari della Società capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni ordinarie e quelle potenziali in circolazione durante il periodo.

Di seguito sono esposti il reddito e le informazioni sulle azioni utilizzate ai fini del calcolo dell'utile per azione base ordinaria e diluito. Gli importi per azione sono esposti in Euro.

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Perdita netta di spettanza del Gruppo attribuibile agli azionisti	(34.222)	(623)
ordinari Numero medio ponderato delle azioni in circolazione (nr./000)	43.573	43.573
Utile / (perdita) base per azione ordinaria (ammontare in Euro	(0,79)	(0,01)
per azione)

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Perdita netta di spettanza del Gruppo attribuibile agli azionisti	(34.222)	(623)
ordinari
Numero medio ponderato delle azioni ordinarie e potenziali in	43.573	43.573
circolazione (nr./000)
Utile (perdita) base per azione diluito (ammontare in Euro per	(0,79)	(0,01)
azione)

33. Impegni e rischi

Impegni e rischi derivanti dall'acquisizione di Società Padana Energia S.r.l.

Il Gruppo Gas Plus, in esecuzione del contratto quadro sottoscritto con ENI il 6 agosto 2010, ha acquisito in data 19 ottobre 2010, tramite la società controllata Idrocarburi Italiana S.r.l. (fusa per incorporazione in Società Padana Energia S.r.l. nel mese di dicembre 2020), da ENI il 100% delle azioni di Società Padana Energia S.r.l..

Ai sensi del contratto quadro, il corrispettivo dell'operazione (totalmente liquidato dal Gruppo Gas Plus) potrà subire integrazioni. Per ciascun nuovo giacimento scoperto tra i prospects facenti parte del Potenziale Esplorativo, sarà dovuto un importo pari al 6,5% annuo per dodici anni del valore della produzione calcolato secondo predeterminati criteri; allo stato attuale non si configura tale fattispecie. Il contratto di acquisizione stipulato con Eni regolamenta secondo le normali condizioni applicate a transazioni "oil & gas" gli impegni e le garanzie rilasciate dal Venditore, in particolare in materia ambientale, per la quale il Venditore ha rilasciato, a fronte di passività ambientali che si dovessero manifestare, congrua garanzia.

Impegni relativi alle concessioni di sfruttamento minerario

Al 31 dicembre 2020, il Gruppo ha impegni per canoni di superficie per le concessioni di sfruttamento minerario per complessivi Euro 9.130. Il dettaglio per scadenza di tali canoni di superficie di concessioni di sfruttamento minerario è riportato nella seguente tabella:

	<1 anno	>1<5	>5	Totale
Impegni per canoni di concessione	1.150	4.727	3.253	9.130

Si segnala che la Legge 11 febbraio 2019, n. 12, pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 12 febbraio 2019 ed entrata in vigore il 13 febbraio 2019, ha introdotto, in sede di conversione del Decreto Legge n. 135/2018 (Decreto Semplificazioni) con un emendamento aggiuntivo dell'art. 11 ter, alcune nuove disposizioni normative riguardanti le attività di coltivazione degli idrocarburi. In particolare, l'art. 11 ter, punto 12, ha previsto, a decorrere dal 1° giugno 2019, l'aumento dei canoni di concessione di 25 volte.

In relazione alle disposizioni di tale legge, e in particolare dell'art. 11-ter della stessa, il Gruppo, a tutela del proprio patrimonio di titoli minerari, ha attuato sin dal 2019 alcune iniziative sui profili di più immediato impatto. Nell'esercizio 2019, si ricorda che le società della Business Unit E&P Italia, per la quasi totalità dei siti in cui riveste il ruolo di operatore e senza fare acquiescenza alle novità introdotte dal richiamato art. 11-ter, aveva cautelativamente presentato le istanze per ottenere la riduzione dell'area fisica territoriale delle concessioni, ottenendo entro la fine dello stesso anno la formale approvazione da parte degli enti preposti.

Relativamente a tale materia segnaliamo infine che le Aule del Senato e della Camera, rispettivamente in data 4 e 10 settembre 2020, hanno approvato nell'ambito dell'iter di conversione in legge del "Decreto Semplificazioni 2020", un emendamento volto a mitigare gli effetti per le piccole e medie concessioni di coltivazione di idrocarburi dell'aumento esponenziale dei canoni di concessione introdotto dalle disposizioni della Legge 11 febbraio 2019, n. 12, prevedendo un "tetto" pari al 3% del fatturato derivante dall'insieme delle concessioni di ciascuna società nell'anno precedente.

34. Rapporti con parti correlate

La seguente tabella mostra i valori complessivi delle transazioni intercorse nell'esercizio con la società correlata Immobiliare Forlanini S.r.l..

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Crediti commerciali	5	12
Debiti commerciali	(35)	(22)
Debiti per lease correnti	(428)	(397)
Debiti per lease non correnti	(1.812)	(2.272)
Ricavi	5	9
Costi per servizi e altri	(49)	(43)
Oneri finanziari per lease	(28)	(26)

Compensi percepiti dai componenti degli organi di amministrazione e di controllo

Gli amministratori nel Gruppo hanno percepito nel corso del 2020 Euro 261, rispetto a Euro 262 del precedente esercizio.

Per informativa aggiuntiva relativa ai compensi percepiti e alle partecipazioni detenute dai componenti degli organi di amministrazione e di controllo, dai sindaci, dai direttori generali e dai dirigenti con responsabilità strategica si rinvia a quanto indicato nella relazione sulla remunerazione.

Termini e condizioni delle transazioni delle parti correlate

Le vendite e le altre operazioni con parti correlate sono effettuate al prezzo ed alle condizioni di mercato. I saldi in essere a fine esercizio non sono assistiti da garanzie e non generano interessi. Non vi sono garanzie, prestate o ricevute, in relazione a crediti e debiti con parti correlate.

Rapporti con la controllante US.FIN S.r.l.

Come descritto alla nota n. 20, Patrimonio Netto, nel corso dell'esercizio 2020, la Capogruppo Gas Plus S.p.A. non ha erogato dividendi alla società controllante US.FIN. S.r.l..

Per i restanti rapporti con l'impresa controllante US.FIN. S.r.l. si veda più in dettaglio la precedente nota n. 17, Crediti verso imprese controllanti.

35. Eventi successivi alla data di bilancio

Oltre a quanto già menzionato nella presente nota integrativa e nella relazione sulla gestione, non si sono verificati fatti di rilievo dopo la chiusura dell'esercizio.

36. Gestione dei rischi finanziari: obiettivi e criteri

Il Gruppo, in relazione alla sua attività ed all'utilizzo di strumenti finanziari, è esposto, oltre al rischio generale legato alla conduzione del business, ai seguenti rischi:

• rischio di credito;
• rischio di liquidità;
• rischio di mercato.

Nella presente sezione vengono fornite informazioni integrative relative all'esposizione del Gruppo a ciascuno dei rischi elencati in precedenza, agli obiettivi, alle politiche ed ai processi di gestione di tali rischi ed ai metodi utilizzati per valutarli. La presente nota contiene inoltre informazioni quantitative al fine di valutare l'entità dei rischi derivanti dagli strumenti finanziari a cui il Gruppo è esposto nel

corso dell'esercizio e alla data di riferimento del bilancio. Ulteriori informazioni quantitative sono esposte nelle specifiche note al bilancio relative alle attività e passività finanziarie.

La responsabilità complessiva per la creazione e la supervisione di un sistema di gestione dei rischi del Gruppo è del Consiglio di Amministrazione. La Direzione Amministrazione e Finanza è responsabile dello sviluppo e del monitoraggio delle politiche di gestione dei rischi del Gruppo ed informa periodicamente il Consiglio di Amministrazione sulle proprie attività.

Le politiche di gestione dei rischi del Gruppo hanno lo scopo di:

• identificare ed analizzare i rischi ai quali il Gruppo è esposto;
• definire l'architettura organizzativa, con individuazione delle unità organizzative coinvolte, relative responsabilità e sistema di deleghe;
• individuare i principi di risk management su cui si fonda la gestione operativa dei rischi;
• individuare le tipologie di operazioni ammesse per la copertura dell'esposizione (es. negoziazione di derivati di copertura).

La Funzione Internal Audit controlla la corretta applicazione delle policy e delle procedure applicate per la gestione dei rischi finanziari. La Funzione Internal Audit svolge verifiche periodiche riportandone gli esiti al Consiglio di Amministrazione.

1. Rischi finanziari

Rischio di credito

Il rischio di credito è il rischio che un cliente o una delle controparti di uno strumento finanziario causi una perdita finanziaria non adempiendo ad un'obbligazione e deriva principalmente dai crediti commerciali e dagli investimenti finanziari del Gruppo. In particolare si evidenziano le seguenti tipologie:

Crediti commerciali e altri crediti

Tale rischio di credito è principalmente connesso alla possibilità che i clienti non onorino i propri debiti verso la società alle scadenze pattuite. L'esposizione del Gruppo al rischio di credito dipende sostanzialmente dalle caratteristiche specifiche di ciascun cliente e la sua entità può essere certamente maggiore per le classi dei grossisti ed utenti industriali, con un inevitabile grado di concentrazione.

Il Gruppo valuta, con modalità differenti secondo le diverse tipologie, l'affidabilità dei nuovi clienti a cui sono poi offerte le condizioni standard relativamente ai termini di pagamento. In generale, per ciascun cliente non appartenente alle tipologie standard dei clienti finali domestici dell'attività di vendita al dettaglio o non considerato preventivamente come solvibile per standard creditizio vengono calcolati dei controvalori massimi di acquisto su di un arco di tempo predeterminato, rappresentativi della linea di esposizione massima; le esposizioni superiori sono soggette a continuo monitoraggio da parte delle funzioni a ciò delegate.

Per determinate tipologie di utenti, l'analisi di affidabilità si basa su valutazioni di società di rating commerciali e, a seconda dell'importanza e della disponibilità dei dati, su analisi di bilancio.

Per i grandi clienti si ottengono in genere fideiussioni bancarie o assicurative a prima richiesta per importi pari alla fornitura di due/tre mesi.

L'attività di monitoraggio del rischio di credito verso i clienti avviene in base a una reportistica che prevede una analisi dell'esposizione sulla base delle caratteristiche del credito, considerando tra l'altro se si tratta di persone fisiche o persone giuridiche, la dislocazione geografica, la classe di appartenenza e l'andamento dell'attività, l'anzianità del credito e l'esperienza storica sui pagamenti.

Il Gruppo accantona un fondo svalutazione per perdite di valore che riflette la stima delle perdite previste sui crediti commerciali e sugli altri crediti, le cui componenti principali sono svalutazioni specifiche individuali di esposizioni scadute significative e svalutazioni generiche di esposizioni omogenee per scadenze e tipologia di utenza. La svalutazione generica viene determinata anche sulla base dell'esperienza storica.

Si segnala infine che nell'ottica di procedere ad un'ottimizzazione della propria struttura finanziaria e di una sempre più efficiente gestione dei rischi su crediti, il Gruppo ha rinnovato, nel mese di settembre 2018, un contratto con Banca IMI (ora Intesa Sanpaolo – dopo il perfezionamento in data 20 luglio 2020 della fusione per incorporazione di Banca Imi S.p.A.) per la cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti con un plafond rotativo di 20 milioni di euro. Tale contratto, che ha scadenza nel mese di aprile 2023, prevede, nei limiti dello stesso plafond contrattualmente stabilito, la cessione periodica e pro-soluto dei crediti commerciali gas della B.U. Retail.

Nella nota n. 15, Crediti commerciali, sono fornite le informazioni quantitative sull'esposizione al rischio di credito, per quanto riguarda i crediti commerciali, richieste dall'IFRS 7.

Strumenti finanziari e depositi bancari

Il rischio di credito relativo a saldi con banche e istituzioni finanziarie è gestito dalla tesoreria di Gruppo in conformità alla politica del Gruppo stesso. Al fine di contenere tale rischio, l'investimento dei fondi disponibili e l'apertura di depositi bancari sono fatti solo con istituzioni finanziarie primarie.

Attività finanziarie detenute per la negoziazione

In tale categoria rientrano investimenti in titoli azionari di società quotate e fondi azionari. A seguito della cessione dei titoli iscritti nell'attivo circolante nel 2017, il Gruppo non è attualmente soggetto a tali rischi.

Garanzie e fideiussioni

Al 31 dicembre 2020 il Gruppo ha in essere fideiussioni a favore di terzi per complessivi 15,7 milioni di euro, principalmente composte da:

• fideiussioni per l'acquisto della società Rete Gas Fidenza S.r.l. per 4,2 milioni di euro;
• fideiussioni a garanzia del finanziamento RBL per il progetto "Midia" in Romania per 5,7 milioni di euro;
• fideiussioni per adempimento di imposta di consumo ed addizionale regionale per 2,2 milioni di euro;
• fideiussioni per trasporto e stoccaggio strategico gas per 2,0 milioni di euro;
• fideiussioni per garanzia esecuzione lavori di sviluppo o di ripristino nelle concessioni di coltivazione per 0,8 milioni di euro;
• fideiussioni a favore di società di distribuzione gas metano a garanzia del rispetto dei propri obblighi contrattuali per 0,3 milioni di euro;
• fideiussioni a favore di alcuni enti locali per il servizio di gestione della distribuzione di gas metano per 0,4 milioni di euro;
• altre tipologie di fideiussioni per 0,1 milioni di euro.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo abbia difficoltà ad adempiere alle obbligazioni derivanti da passività finanziarie.

Per quanto possibile, il Gruppo si assicura che vi siano disponibilità liquide e/o linee di credito sufficienti per coprire le necessità generate dal ciclo operativo e dagli investimenti, nonché quelle relative alle passività finanziarie. L'approccio del Gruppo prevede pertanto di garantire che vi siano

sempre fondi sufficienti per adempiere alle proprie obbligazioni alla scadenza, sia in condizioni normali che di tensione finanziaria. A tale scopo, i servizi di tesoreria del Gruppo effettuano, in sede di predisposizione del budget annuale e nel corso di ogni esercizio, previsioni finanziarie basate sulle entrate ed uscite attese nei successivi periodi e, se necessario, adottano le conseguenti azioni correttive. Tuttavia, resta escluso l'effetto potenziale di circostanze estreme che non possono esser ragionevolmente previste, quali le calamità naturali.

Al 31 dicembre 2020, il Gruppo ha in essere le seguenti linee di credito:

• 25 milioni di Euro per linee di credito promiscue per scoperto di conto corrente o crediti di firma, che include per 20 milioni di Euro la linea di Finanziamento Revolving Banco BPM S.p.A. (utilizzata interamente al 31 dicembre 2020) e per i restanti 5 milioni di Euro per linee di credito non assistite da garanzie;
• 20 milioni di Euro per la linea di credito rotativa a fronte di cartolarizzazione (cessione pro-soluto) dei crediti commerciali verso clienti civili e industriali della B.U. Retail;
• 1,8 milioni di Euro per linee di credito promiscue autoliquidanti per anticipo fatture e per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 0,5 milioni di Euro per linee di credito per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 6,5 milioni di Euro per linee di credito promiscue per anticipo fatture, non assistite da garanzie;
• 43 milioni di Euro per la linea a medio lungo termine del Finanziamento ISP-Banco BPM, interamente erogata;
• 55 milioni di Euro per la linea Capex del Finanziamento Banca IMI-Banco BPM (utilizzata al 31 dicembre 2020 per 17,4 milioni di Euro);
• 18,5 milioni di Euro per il Finanziamento del progetto di sviluppo dei giacimenti a gas Ana e Doina ubicati nel Mar Nero rumeno (utilizzata al 31 dicembre 2020 per 4,2 milioni di Euro);
• 20 milioni di Euro per crediti di firma, non assistite da garanzie;
• 6 milioni di Euro per linea promiscua a copertura variazioni di fair value su derivati;
• 0,2 milioni di Euro per carte di credito aziendali e Viacard.

Tutte le linee di credito per scoperto di conto corrente o autoliquidanti sono a tasso variabile + spread fisso concordato con i relativi istituti di credito.

La gestione della liquidità del Gruppo è accentrata nella controllante, che gestisce in "cash pooling" le eccedenze o esigenze di liquidità delle singole società del gruppo.

Altre informazioni di tipo quantitativo sono fornite alla nota n. 21, Debiti finanziari a breve e medio/lungo termine.

I flussi finanziari relativi al contratto di Finanziamento ISP-Banco BPM, al contratto di Finanziamento Revolving stipulato solo con Banco BPM ed al contratto di Finanziamento RBL stipulato dalla società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. sono soggetti al rispetto di parametri finanziari (covenants) così come previsti dai relativi contratti di finanziamento. Per una descrizione ed un'analisi di tali covenants si faccia riferimento a quanto riportato nella nota n. 21, Debiti finanziari a breve e a medio/lungo termine.

Rischio di mercato

Il rischio di mercato è il rischio che i flussi finanziari futuri di uno strumento finanziario fluttuino in seguito a variazioni dei prezzi di mercato, dovute a variazioni dei tassi di cambio, di interesse e ad altri rischi di prezzo. L'obiettivo della gestione del rischio di mercato è la gestione e il controllo dell'esposizione del Gruppo a tale rischio entro livelli accettabili ottimizzando, allo stesso tempo, il rendimento degli investimenti.

Rischio di cambio

Il Gruppo opera in ambito internazionale tramite iniziative di esplorazione e sviluppo in joint venture con terzi operatori e può essere quindi esposto al rischio valutario derivante dalle fluttuazioni delle valute con cui vengono effettuate le transazioni commerciali, in particolare il dollaro statunitense.

È politica del Gruppo, qualora le previste esposizioni siano di importo significativo, fronteggiare questi rischi mediante la copertura a termine delle posizioni valutarie passive previste a date future; la copertura, che può tener conto sia del cambio previsto a budget sia delle aspettative di andamento dei cambi, può non essere attuata per la totalità delle posizioni, in modo da tener conto di possibili variazioni dell'entità delle transazioni rispetto alle previsioni e di poter beneficiare delle eventuali variazioni del cambio.

In base a tale politica, può essere quindi coperta solo una percentuale dei flussi in valuta attesi nei successivi 12 mesi. Per la parte non coperta, si determineranno differenze di cambio con impatto a conto economico.

Per la copertura del rischio di cambio, il Gruppo valuta la possibilità di avvalersi di Forward Exchange Contract o strumenti che combinano opzioni call e put con scadenza entro la fine dell'esercizio successivo.

Al 31 dicembre 2020 ed al 31 dicembre 2019, il Gruppo non ha in essere nessuno specifico contratto derivato per la copertura del rischio di cambio.

Rischio tasso di interesse

Esso afferisce in particolare, per quanto riguarda le attività finanziarie detenute per la negoziazione, agli effetti che le variazioni nei tassi di interesse hanno sul prezzo delle suddette attività. Al 31 dicembre 2020 ed al 31 dicembre 2019, il Gruppo non ha in portafoglio attività finanziarie detenute per la negoziazione.

Quanto invece alle passività finanziarie, il rischio di variazioni dei tassi di interesse può avere un effetto diretto sul conto economico determinando un minor o maggior costo per oneri finanziari. Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto Finanziamento ISP-Banco BPM, la Società capogruppo ha stipulato i seguenti contratti derivati:

• in data 24 ottobre 2019, due contratti di Interest Rate Swap per l'80% della linea a medio lungo termine;
• in data 23 gennaio 2020, due contratti di Interest Rate Swap per il 65% della linea a medio lungo termine "Capex".

Tutti i contratti stipulati soddisfano i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

Rischio di variazione del prezzo delle commodity e dei flussi finanziari

Il Gruppo è esposto al rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del greggio poiché esso influisce sui ricavi e sui costi delle attività di produzione e compravendita, con possibili effetti negativi indotti sui flussi di cassa e sulle prospettive di reddito. Tali oscillazioni agiscono sia direttamente che indirettamente attraverso indicizzazioni presenti nelle formule di prezzo.

La gestione di tali rischi è in capo alle singole società/B.U. che si avvalgono, nell'attività di monitoraggio e di definizione dei livelli di rischio tollerabili, dei servizi centralizzati della Società capogruppo.

Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso dell'esercizio 2020 e 2019 hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

Altri rischi di prezzo

Riguardano la possibilità che il fair value di uno strumento finanziario possa variare per motivi differenti dal variare dei tassi di interesse o di cambio.

Al 31 dicembre 2020, il Gruppo non è più esposto al rischio prezzo a seguito della cessione dei titoli iscritti nell'attivo circolante effettuata nel corso del 2017.

2. Esposizione al rischio

Rischio di credito

Rischio di credito delle attività finanziarie

Il valore contabile delle attività finanziarie rappresenta l'esposizione massima del Gruppo al rischio di credito. Alla data di chiusura dell'esercizio tale esposizione era la seguente:

in migliaia di Euro	2020	2019
Attività finanziarie correnti e non correnti
Altre attività non correnti, di cui:
- partecipazione in Serenissima Gas S.p.A.	5.961	4.279
- depositi cauzionali fornitori	200	199
- anticipi per gare d'ambito	377	377
- Crediti verso CSEA	-	403
- Crediti verso consorzi	1.957	1.888
Finanziamenti e crediti	31.345	28.426
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	4.569	11.916
Strum. Fin. a fronte del rischio di oscillazione
del prezzo delle commodities	229	1.831
TOTALE	44.638	49.319

La massima esposizione al rischio di credito a fine esercizio derivante da crediti commerciali, suddivisa per tipologia di clientela (canale distributivo), era la seguente:

Crediti commerciali:	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Utenti civili	9.128	9.910
Utenti industriali	816	771
Grossisti	2.136	3.131
Società di vendita di gas naturale	3.586	3.728
Altri	10.351	10.891
Totale crediti	26.017	28.431

Perdite per riduzione di valore

L'anzianità dei crediti commerciali alla data di bilancio era la seguente:

Crediti commerciali:	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Crediti commerciali totali	26.017	28.431
Fondo svalutazione crediti	(1.955)	(2.543)
Crediti commerciali netti	24.062	25.888
Crediti a scadere e scaduti da
meno di 60 gg.	22.677	24.792
Crediti scaduti da 60 a 180 gg.	353	127
Crediti scaduti da oltre 180 gg.	1.032	969
Totale crediti commerciali netti	24.062	25.888

Il rischio di credito legato all'anzianità dei crediti commerciali è mitigato dall'accordo quadro, rinnovato fino ad aprile 2023, con Banca IMI (ora Intesa Sanpaolo) per la cartolarizzazione (cessione pro soluto) del proprio portafoglio dei crediti commerciali verso clienti civili e industriali della B.U. Retail. Si segnala che in applicazione di tale accordo, nel corso dell'esercizio 2020 il Gruppo ha riconosciuto a Intesa San Paolo una commissione di sconto per i crediti ceduti per un importo pari a Euro 314 (per Euro 410 nel corso dell'esercizio 2019).

I movimenti del fondo svalutazione crediti commerciali nel corso dell'esercizio 2020 e 2019 sono stati i seguenti:

Fondo svalutazione crediti	2020	2019
Fondo finale anno precedente	(2.543)	(2.609)
Accantonamenti	(114)	(94)
Altre variazioni	585	(41)
Utilizzi	117	201
Fondo al 31 dicembre	(1.955)	(2.543)

La perdita di valore dell'esercizio viene determinata in modo che il saldo del fondo svalutazione crediti alla fine dell'esercizio rappresenti la ragionevole riduzione del valore delle attività finanziarie a fronte dei crediti ritenuti inesigibili. Essa è determinata sulla base di dati storici relativi alle perdite su crediti e delle ragionevoli prospettive di incasso, applicando a tutti i crediti in essere percentuali di svalutazione diverse a seconda della anzianità del credito.

Il Gruppo utilizza i fondi svalutazione per riconoscere le perdite di valore sui crediti commerciali; tuttavia, quando vi è la certezza che non sarà possibile recuperare l'importo dovuto, l'ammontare considerato irrecuperabile viene direttamente stornato dalla relativa attività finanziaria con contropartita, fino a capienza, il fondo svalutazione e, per l'eventuale eccedenza, il conto economico.

Rischio di liquidità

Le scadenze contrattuali delle passività finanziarie, compresa la stima degli interessi da versare, sono esposte nella tabella seguente:

31.12.2020

	Valore contabile	Flussi contrattuali	0-3 mesi	3-6 mesi	6-12 mesi	1-2 anni	2-5 anni	5 anni
Passività finanziarie non derivate
Finanziamento Medio Lungo Termine	42.484	45.808	306	5.810	6.046	10.852	22.794	-
Finanziamento Capex	16.479	19.328	128	130	262	520	18.288	-
Finanziamento RBL	2.906	4.942	-	95	97	176	1.477	3.097
Debiti per lease	4.919	5.452	242	242	440	924	2.726	878
Finanziamento Revolving	20.000	20.111	2.564	17.547	-	-	-	-
Scoperti di c/c bancario	5	5	5	-	-	-	-	-
Debito incassi per crediti cartolarizzati	2.774	2.774	2.774	-	-	-	-	-
Debiti commerciali e altri debiti	36.160	36.160	33.419	-	-	-	-	2.741
Totale	125.727	134.580	39.438	23.824	6.845	12.472	45.285	6.716
di cui:
per capitale		128.458	38.919	23.221	5.900	10.842	43.014	6.562
per interessi		6.122	519	603	945	1.630	2.271	154
Contratti su commodities
Flussi in uscita		(5.289)	(692)	(2.334)	(2.263)	-	-	-
Flussi in entrata		4.447	728	1.868	1.851	-	-	-
Interest rate swap
Flussi in uscita		(172)	(17)	(17)	(31)	(51)	(56)	-
Flussi in entrata		-	-	-	-	-	-	-

31.12.2019

	Valore	Flussi	0-3 mesi	3-6 mesi	6-12 mesi	1-2 anni	2-5 anni	5 anni
	contabile	contrattuali
Passività finanziarie non derivate
Finanziamento Medio Lungo Termine	50.220	55.228	367	4.367	4.685	12.162	33.647	-
Finanziamento Capex	5.078	6.845	45	45	90	179	6.486	-
Debiti per lease	5.490	6.010	221	221	441	882	2.646	1.600
Finanziamento Revolving	15.000	15.121	15.030	30	61	-	-	-
Scoperti di c/c bancario	5	5	5	-	-	-	-	-
Debito incassi per crediti cartolarizzati	3.514	3.514	3.514	-	-	-	-	-
Debiti commerciali e altri debiti	35.225	35.225	32.336	-	-	-	-	2.889
Totale	114.532	121.948	51.518	4.663	5.277	13.223	42.779	4.489
di cui:
per capitale		116.234	51.056	4.201	4.401	11.802	40.406	4.369
per interessi		5.714	462	462	876	1.421	2.373	120
Contratti su commodities
Flussi in uscita		(6.875)	(3.668)	(1.075)	(2.132)
Flussi in entrata		8.393	4.446	1.359	2.588
Interest rate swap
Flussi in uscita		(179)	-	(37)	(34)	(58)	(43)	(7)
Flussi in entrata

I flussi futuri indicizzati all'Euribor del contratto di finanziamento sottoscritto con Intesa San Paolo e Banco BPM e del contratto di finanziamento RBL sottoscritto dalla società controllata Gas Plus Dacia S.r.l. sono determinati in relazione all'ultimo fixing dell'Euribor alla data di chiusura dell'esercizio di riferimento.

Rischio di mercato

Rischio di cambio

La tabella seguente evidenzia l'esposizione del Gruppo al rischio di cambio in base al valore nozionale:

	31 dicembre 2020		31 dicembre 2019
	USD	RON	USD	RON
Crediti commerciali	15.731	6.321	17.183	269
Debiti finanziari	(15.731)	(10.483)	(17.183)	(2.673)
Disponibilità liquide	1	890	41	457
Debiti commerciali	583	(47)	(735)	(340)
Esposizione netta nello
Stato Patrimoniale	584	(3.319)	(694)	(2.287)

I principali tassi di cambio applicati nel corso dell'esercizio in corso ed in quello precedente sono i seguenti:

	2020		2019
	Medio	31/12	Medio	31/12
Dollaro statunitense	1,1422	1,2271	1,1195	1,1234
Leu Romeno	4,8383	4,8683	4,7453	4,7830

Analisi di sensitività

Un apprezzamento dell'euro del 10% rispetto alle valute sotto riportate, avrebbe comportato al 31 dicembre un aumento (decremento) del patrimonio netto e del risultato netto per gli importi riportati nella tabella. L'analisi è stata svolta presupponendo che tutte le altre variabili siano costanti.

			2019
			61
(302)	(208)	(283)	-
	2020 (53)	Patrimonio Netto 2019 63	Utile o Perdita 2020 (14)

Un deprezzamento dell'euro del 10% rispetto alle valute sopra riportate avrebbe causato gli effetti sotto riportati, presupponendo che tutte le altre variabili siano costanti.

	Patrimonio Netto		Utile o Perdita
	2020	2019	2020	2019
USD	65	(77)	113	(80)
RON	369	254	392	-

Al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019, il Gruppo non deteneva strumenti derivati di copertura su commodities esposti al rischio di cambio.

Rischio di tasso di interesse

Il valore degli strumenti finanziari del Gruppo, distinto tra strumenti finanziari fruttiferi di interessi e strumenti infruttiferi, alla data di chiusura del bilancio era il seguente:

	Valore contabile
	2020	2019
Strumenti finanziari fruttiferi
Strumenti finanziari a tasso fisso
Attività finanziarie	-	-
Passività finanziarie	-	-
Strumenti finanziari a tasso variabile
Attività finanziarie	-	-
Passività finanziarie	(89.534)	(78.682)
Strumenti finanziari infruttiferi
Attività finanziarie	44.638	49.319
Passività finanziarie	(36.193)	(35.850)

Analisi di sensitività del fair value degli strumenti finanziari a tasso fisso

Al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019, il Gruppo non detiene strumenti finanziari fruttiferi di interessi a tasso fisso.

Analisi di sensitività dei flussi finanziari degli strumenti finanziari a tasso variabile

L'analisi di sensitività è svolta solo con riferimento ai debiti finanziari correnti e non correnti verso banche.

Se la curva dei tassi di interesse fosse aumentata di 100 basis point alla data di chiusura del bilancio, il patrimonio netto e il risultato netto sarebbero diminuiti di Euro 145 (al 31 dicembre 2019 -271 Euro). Se la curva dei tassi interesse fosse diminuita di 100 basis point alla data di chiusura del bilancio 2019 e 2020 non avrebbe avuto nessun impatto sul patrimonio netto ed il risultato netto del Gruppo, poiché il tasso di riferimento ad entrambe le date era già negativo.

L'analisi è stata svolta presupponendo che le altre variabili siano rimaste costanti.

Rischio di variazione del prezzo delle commodity

Il Gruppo effettua operazioni di copertura tramite swap sul prezzo di vendita ed acquisto del gas metano e sul prezzo di vendita del brent, per evitare i possibili effetti negativi indotti sui flussi di cassa e sulle prospettive di reddito.

La copertura (di tipo economic hedging) permette di fissare mediante acquisto di strumenti derivati i prezzi di vendita e/o di approvvigionamento.

Al 31 dicembre 2020, tutte le coperture in essere rispettano i requisiti formali e sostanziali richiesti dal IFRS 9 per essere classificati come strumenti di copertura e trattati in hedge accounting. Al 31 dicembre 2020, quindi, risulta in essere una riserva di patrimonio di cash flow hedge positiva pari ad Euro 608 (al 31 dicembre 2019 riserva positiva pari a Euro 1.518), al lordo del relativo impatto fiscale.

Analisi di sensitività derivanti dall'utilizzo di strumenti finanziari

Una variazione positiva/negativa del prezzo del gas di un Euro al megawattora e/o una variazione del prezzo del brent del 10% rispetto alle quotazioni correnti a fine esercizio, avrebbe comportato un aumento (decremento) del patrimonio netto e del risultato netto in relazione agli strumenti derivati per la copertura del rischio di oscillazione del prezzo delle commodity secondo gli importi riportati nella seguente tabella.

		31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
		Effetto a P.N. Effetto a C.E.	Effetto a P.N.	Effetto a C.E.
Prezzo Brent + 10%	(261)	-	(354)	-
e prezzo Gas + 1€/MWh Prezzo Brent – 10%
e prezzo Gas + 1€/MWh	261	-	354	-

Con riferimento ai rischi sui margini derivanti dall'oscillazione dei prezzi delle commodity, si rimanda a quanto illustrato nella Relazione sulla Gestione.

3. Gestione del capitale

L'obiettivo primario della gestione del capitale del gruppo è garantire che sia mantenuto un adeguato rating creditizio ed adeguati livelli degli indicatori di capitale in modo da supportare l'attività, massimizzare il valore per gli azionisti e ridurre il costo del capitale.

Il Gruppo gestisce la struttura del capitale e lo modifica in funzione di variazioni nelle condizioni economiche. Per mantenere o adeguare la struttura del capitale, il Gruppo può adeguare i dividendi pagati agli azionisti, rimborsare il capitale o emettere nuove azioni.

Nessuna variazione è stata apportata agli obiettivi, alle politiche o alle procedure durante gli esercizi 2019 e 2020.

Il Gruppo verifica il proprio capitale mediante il rapporto di gearing, ovvero rapportando il debito netto al totale del patrimonio netto più il debito netto. La politica del gruppo mira a mantenere tale rapporto sotto il 50%, salvo operazioni straordinarie in presenza delle quali tale rapporto può non essere mantenuto. In tal caso, il Gruppo valuta la necessità di effettuare un aumento di capitale per ripristinare la soglia-obiettivo.

Il Gruppo include nel debito netto i finanziamenti onerosi al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti.

	2020	2019
Debiti finanziari	90.732	79.773
Disponibilità	(4.569)	(11.916)
Debito Netto	86.163	67.857
Patrimonio Netto	177.933	212.772
Totale Capitale	264.096	280.629
Gearing ratio	32,63%	24,18%

4. Gerarchia del Fair Value secondo l'IFRS 9

L'IFRS 9 richiede che la classificazione degli strumenti finanziari al fair value sia determinata in base alla qualità delle fonti degli input usati nella valutazione del fair value. Qui di seguito, si evidenzia la classificazione IFRS 9 per gli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo:

	Totale di bilancio	Livello 1	Livello 2	Livello 3	Totale valutato a fair value	Altro
ATTIVO
Altre attività non correnti	8.495	-	-	5.961	5.961	2.534
Attività finanziarie	229	-	229	-	229	-
PASSIVO
Debiti finanziari non correnti	51.193	-	107	-	107	51.086
Debiti per lease non correnti	4.077	-	-	-	-	4.077
Debiti finanziari correnti	34.620	-	1.036	-	1.036	33.584
Debiti per lease correnti	842	-	-	-	-	842

Si precisa che la classificazione degli strumenti finanziari può comportare una significativa discrezionalità, ancorché, in accordo con gli IFRS, il Gruppo utilizza, qualora disponibili, prezzi quotati in mercati attivi come migliore stima del fair value di tutti gli strumenti derivati.

Le altre attività non correnti includono per Euro 5.961 partecipazioni non di collegamento in società attive nel settore della distribuzione del gas ed utilities, classificate come attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo ed imputate direttamente a patrimonio netto. La valutazione al fair value di tali attività, classificate tra gli strumenti finanziari di livello 3, è stata effettuata con il metodo del patrimonio netto rettificato tenendo conto del fair value degli impianti di distribuzione della società partecipata, pari ad un valore prossimo alla stima del valore industriale dei relativi impianti di distribuzione gas posseduti.

5. Classi di strumenti finanziari

Gli strumenti finanziari iscritti nello stato patrimoniale della società sono così raggruppabili per classi (è indicato per ognuna sia il valore contabile sia il fair value):

31.12.2020

	Valore contabile	Finanziament i e crediti	Attività/ passività finanziarie al fair value a conto economico	Attività/ passività finanziarie in regime di hedge accounting	Attività disponibili per la vendita	Altre passività	Costo ammortizzato	Totale voce contabile	Fair value
ATTIVO
Altre attività non correnti	8.495	2.534	-	-	5.961	-	-	8.495	8.495
Attività finanziarie	229	-	-	229	-	-	-	229	229
Crediti commerciali	24.062	24.062	-	-	-	-	-	24.062	24.062
Crediti vs. altri	7.283	7.283	-	-	-	-	-	20.923	7.283
Crediti vs. controllanti	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Disponibilità liquide	4.569	4.569	-	-	-	-	-	4.569	4.569
Totale	44.638	38.448	-	229	5.961	-	-	58.278	44.638
PASSIVO
Debiti finanziari non correnti	51.193	-	-	107	-	-	51.086	51.193	51.193
Debiti per lease non correnti	4.077						4.077	4.077	4.077
Debiti vs. altri non correnti	2.741	-	-	-	-	2.741	-	2.741	2.741
Debiti finanziari correnti	34.620	-	-	1.036	-	22.801	10.783	34.620	34.620
Debiti per lease correnti	842						842	842	842
Debiti commerciali	25.622	-	-	-	-	25.622	-	25.622	25.622
Debiti vs. altri correnti	7.797	-	-	-	-	7.797	-	14.112	7.797
Totale	126.892	-	-	1.143	-	58.961	66.788	133.207	126.892

31.12.2019

	Valore	Finanziament	Attività/ passività finanziarie al fair value a conto	Attività/ passività finanziarie in regime di hedge	Attività disponibili per	Altre	Costo	Totale voce
	contabile	i e crediti	economico	accounting	la vendita	passività	ammortizzato	contabile	Fair value
ATTIVO
Altre attività non correnti	7.146	2.867	-	-	4.279	-	-	7.146	7.146
Attività finanziarie	1.831	-	-	1.831	-	-	-	1.831	1.831
Crediti commerciali	25.888	25.888	-	-	-	-	-	25.888	25.888
Crediti vs. altri	2.536	2.536	-	-	-	-	-	15.709	2.536
Crediti vs. controllanti	2	2	-	-	-	-	-	193	2
Disponibilità liquide	11.916	11.916	-	-	-	-	-	11.916	11.916
Totale	49.319	43.209	-	1.831	4.279	-	-	62.683	49.319
PASSIVO
Debiti finanziari non correnti	47.603	-	-	40	-	-	47.563	47.603	47.603
Debiti per lease non correnti	4.688						4.688	4.688	4.688
Debiti vs. altri non correnti	2.889	-	-	-	-	2.889	-	2.889	2.889
Debiti finanziari correnti	26.680	-	-	426	-	18.519	7.735	26.680	26.680
Debiti per lease correnti	802						802	802	802
Debiti commerciali	23.689	-	-	-	-	23.689	-	23.689	23.689
Debiti vs. altri correnti	8.647	-	-	-	-	8.647	-	14.411	8.647
Totale	114.998	-	-	466	-	53.744	60.788	120.762	114.998

Criteri per la determinazione del fair value

I metodi e le principali assunzioni utilizzate per la determinazione del fair value degli strumenti finanziari sono indicati di seguito.

Strumenti finanziari derivati

Il fair value dei contratti swap sull'oscillazione del prezzo del gas metano e del brent viene determinato sulla base di una modellistica interna, alimentata dalle curve dei prezzi quotati alla data di bilancio. Poiché l'orizzonte temporale di tali contratti derivati risulta inferiore ad 1 anno, si è valutato non rilevante considerare il rischio di mancata performance del Gruppo e della controparte.

Il fair value dei contratti swap su tassi di interesse viene determinato sulla base di una modellistica predisposta da un esperto indipendente terzo, alimentata dalle curve dei tassi di mercato quotate alla data di bilancio. Tale modello, poiché il contratto derivato sui tassi di interesse ha una durata superiore ad 1 anno, tiene conto del rischio di mancata performance del Gruppo e della controparte.

Passività finanziarie

Il fair value delle passività finanziarie è calcolato come il valore attuale dei flussi finanziari futuri attualizzato al tasso di interesse di mercato rilevato alla data di chiusura del bilancio.

Crediti commerciali ed altri crediti

Il fair value dei crediti commerciali e degli altri crediti è calcolato come il valore attuale dei flussi finanziari futuri per capitale ed interessi attualizzato al tasso di interesse di mercato rilevato alla data di chiusura del bilancio.

COMPENSI DELLA SOCIETA' DI REVISIONE CONTABILE E DELLE ENTITA' APPARTENENTI ALLA SUA RETE

Ai sensi dell'art. 149-duodecies "Pubblicità dei corrispettivi" del regolamento Emittenti, introdotto da Consob con delibera n. 15915 del 3 maggio 2008, i compensi che la società di revisione e le entità alla sua rete hanno percepito, distintamente, per incarichi di revisione e per la prestazione di altri servizi, indicati per tipo e categoria, sono riepilogati nella tabella che segue:

Tipologia di servizi	Soggetto che ha erogato il servizio	Destinatario	Note	Corrispettivi 2020 (Euro migliaia)
Revisione contabile	Deloitte & Touche S.p.A.	Capogruppo Gas Plus S.p.A.		80
Revisione contabile	Deloitte & Touche S.p.A. Rete Deloitte & Touche	Società controllate Società controllate		110 7
Altri servizi	Deloitte & Touche S.p.A. Deloitte & Touche S.p.A. Deloitte & Touche S.p.A.	Capogruppo Gas Plus S.p.A. Società controllate Società controllate	(1) (1) (2)	4 10 11
Totale				222

(1) Revisione dei conti annuali separati relativamente alle attività del settore gas.

(2) Certificazione tariffe joint ventures.

GAS PLUS S.p.A.

Bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2020

Prospetti Contabili e Note Esplicative

	SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA 158
	CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO 160
	PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO 161
	RENDICONTO FINANZIARIO 162
	NOTE ESPLICATIVE 163
1.	Informazioni societarie 163
2.	Forma e contenuto del bilancio 163
3.	Principi contabili e criteri di valutazione 164
4.	Immobilizzazioni immateriali 179
5.	Diritto d'uso 180
6.	Immobili, impianti e macchinari 180
7.	Partecipazioni in società controllate 181
8.	Imposte sul reddito 186
9.	Crediti commerciali 187
10.	Crediti verso controllante 187
11.	Crediti verso controllate 188
12.	Altri crediti 189
13.	Attività finanziarie 189
14.	Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 189
15.	Patrimonio netto 189
16.	Finanziamenti a medio/lungo e a breve termine 191
17.	Debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine 195
18.	Trattamento di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili 196
19.	Debiti commerciali 197
20.	Debiti verso controllate 197
21.	Altri debiti 198
22.	Ricavi 199
23.	Costi per materie prime, materiali di consumo e servizi 199
24.	Costi per il personale 200
25.	Oneri e proventi diversi 200
26.	Proventi ed oneri finanziari 201
27.	Impegni e rischi 201
28.	Rapporti con parti correlate 202
29.	Eventi successivi alla data di bilancio 204
30.	Gestione dei rischi finanziari: obiettivi e criteri 204
31.	Altre informazioni 211

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA

Al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019

Importi in Euro	Note	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
ATTIVITA'
Attività non corrente
Immobilizzazioni immateriali	4	137.973	119.882
Diritto d'uso	5	1.201.813	1.316.078
Immobili, impianti e macchinari	6	107.946	139.138
Partecipazioni in società controllate	7	298.632.488	343.735.887
Imposte differite attive	8	295.992	78.650
Totale attività non corrente		300.376.212	345.389.635
Attività corrente
Crediti commerciali	9	2.605	11.615
Crediti verso controllate	11	6.177.943	5.726.447
Crediti verso controllante	10	381	79.610
Crediti per imposte sul reddito	8	808.954	236.885
Altri crediti	12	528.793	639.946
Attività finanziarie	13	228.544	1.831.278
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	14	904.611	3.105.430
Totale attività corrente		8.651.831	11.631.211
TOTALE ATTIVITA'		309.028.043	357.020.846
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale	15	23.353.002	23.353.002
Riserve	15	188.445.460	189.956.551
Altre componenti di patrimonio netto	15	(44.654)	(109.280)
Risultato del periodo	15	(47.544.677)	(1.401.811)
TOTALE PATRIMONIO NETTO		164.209.131	211.798.462
PASSIVITA'
Passività non correnti
Debiti finanziari	16	48.286.323	47.603.260
Debiti finanziari per lease	17	1.014.341	1.165.051
TFR, quiescenza ed obblighi simili	18	1.175.699	1.153.004
Fondo imposte differite	8	197.501	-
Totale passività non correnti		50.673.863	49.921.315
Passività correnti
Debiti commerciali	19	677.878	607.669
Debiti verso controllate	20	60.209.921	69.271.792
Debiti finanziari correnti	16	31.818.632	23.160.596
Debiti finanziari per lease	17	213.064	153.341
Altri debiti	20	1.225.554	1.237.904
Debiti per imposte sul reddito	8	-	869.767
Totale passività correnti		94.145.049	95.301.069
TOTALE PASSIVITA'		144.818.912	145.222.384
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		309.028.043	357.020.846

Per un dettaglio delle transazioni con parti correlate si rinvia alla nota n. 28, Rapporti con parti correlate.

CONTO ECONOMICO

Per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019

Importi in Euro	Note	2020	2019
Ricavi	20	3.843.766	4.197.834
Di cui con controllante, controllate e parti correlate:		3.843.766	4.197.807
Altri ricavi e proventi	20	17.908	38.896
Totale Ricavi		3.861.674	4.236.730
Costi per materie prime e materiali di consumo	21	(24.361)	(25.827)
Costi per servizi e altri	21	(2.827.948)	(2.459.338)
Di cui con controllate e parti correlate:		(104.539)	(56.842)
Costo del personale	22	(3.056.839)	(3.775.367)
(Oneri) e Proventi diversi	23	(44.293.729)	839.190
Di cui con controllate e parti correlate:		(44.293.729)	839.190
Ammortamenti	4-5	(329.405)	(326.420)
RISULTATO OPERATIVO		(46.670.608)	(1.511.032)
Proventi finanziari	24	2.637.743	3.359.980
Di cui con controllate e parti correlate:		1.018.276	1.160.867
Oneri finanziari	24	(4.843.293)	(4.468.942)
Di cui con controllate e parti correlate:		(1.603.365)	(2.203.935)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		(48.876.158)	(2.619.994)
Imposte sul reddito	7	1.331.481	1.218.183
RISULTATO DELL'ESERCIZIO		(47.544.677)	(1.401.811)

Per un dettaglio dei costi e ricavi verso parti correlate si veda la nota n. 28, Rapporti con parti correlate.

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

Per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019

Importi in Euro	2020	2019
Risultato del periodo	(47.544.677)	(1.401.811)
Altre componenti di conto economico complessivo che saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Delta attuariali Fondo TFR	1.730	(32.200)
Imposte	(415)	7.728
Fair value interest rate swap	(60.486)	(111.590)
Imposte anticipate	14.517	26.782
Totale utile (perdita) di Conto economico complessivo al netto delle imposte	(44.654)	(109.280)
Risultato del periodo complessivo al netto delle imposte	(47.589.331)	(1.511.091)

Per maggiori informazioni si rinvia alla nota n. 15, Patrimonio Netto.

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO

Per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019

		Riserva	Riserva	Versamenti	Riserva	Riserva	Riserva	Utili	Risultato	Totale
Importi in Euro	Capitale	sovrap.	legale	C/ capitale	per azioni	cash flow	differenze	indivisi	d'esercizio	patrimonio
		azioni			proprie (1)	hedge	attuariali TFR
31 dicembre 2018 Saldo al	23.353.002	85.605.531	4.670.600	7.041.890	(9.599.592)	-	(158.930)	97.182.498	5.214.553	213.309.553
Destinazione utile e dividendi	-	-	-	-	-	-	-	5.214.553	(5.214.553)	-
Risultato del periodo complessivo
al netto delle imposte	-	-	-	-	-	(84.808)	(24.472)	-	(1.401.811)	(1.511.091)
Saldo al 31 dicembre 2019	23.353.002	85.605.531	4.670.600	7.041.890	(9.599.592)	(84.808)	(183.402)	102.397.051	(1.401.811)	211.798.462
Destinazione utile e dividendi	-	-	-	-	-	-	-	(1.401.811)	1.401.811	-
Risultato del periodo complessivo
al netto delle imposte	-	-	-	-	-	(45.969)	1.315	-	(47.544.677)	(47.589.331)
Saldo al 31 dicembre 2020	23.353.002	85.605.531	4.670.600	7.041.890	(9.599.592)	(130.777)	(182.087)	100.995.240	(47.544.677)	164.209.131

(1) = al 31 dicembre 2020, Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di 9.599.592 Euro.

RENDICONTO FINANZIARIO

Per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2020 e 31 dicembre 2019

	2020	2019
Flussi finanziari dell'attività operativa
Utile netto	(47.544.677)	(1.401.811)
Ammortamenti	329.405	326.420
(Plusvalenze) minusvalenze patrimoniali	-	(3.642)
Svalutazioni partecipazioni in imprese controllate	52.321.399	4.191.172
Variazione imposte differite	(19.841)	(43.520)
Variazione crediti commerciali verso società correlate	703.665	(294.501)
Variazione debiti commerciali	89.913	119.858
Variazione netta crediti/debiti da consolidato fiscale verso società
controllate	1.362.882	468.452
Variazione crediti per regime IVA di gruppo verso società controllate	(130.127)	(370.895)
Variazione netta crediti/debiti imposte sul reddito da consolidato fiscale	(1.441.836)	406.229
Variazione netta altre attività e passività correnti	98.803	346.600
Variazione TFR, quiescenza ed obblighi simili	22.694	(22.004)
Flussi finanziari netti dell'attività operativa	5.792.280	3.722.358
Acquisto di beni materiali	(17.555)	(73.943)
Acquisto di beni immateriali	(86.750)	(140.771)
Investimenti in partecipazioni	(7.218.000)	(53.010.000)
Ricavi per cessione di beni materiali	-	3.734
Flussi finanziari netti utilizzati nell'attività di investimento	(7.322.305)	(53.220.980)
Variazione netta delle passività finanziarie a breve termine	324.697	(1.629.326)
Variazione netta per attività di cash pooling	(9.162.116)	27.306.110
Finanziamenti ricevuti	16.400.000	65.024.829
Finanziamenti rimborsati	(8.000.000)	(48.274.829)
Rimborso per debiti per lease	(188.721)	(211.773)
Altre variazioni di patrimonio netto	(44.654)	(109.280)
Flussi finanziari netti generati (utilizzati) nell'attività di
finanziamento	(670.794)	42.105.731
Incremento (decremento) delle disponibilità liquide	(2.200.819)	(7.392.891)
Disponibilità liquide all'inizio del periodo	3.105.430	10.498.321
Disponibilità liquide alla fine del periodo	904.611	3.105.430
Dividendi incassati da società controllate	8.027.670	5.030.363
Imposte nette pagate nell'esercizio	579.935	1.623.305
Oneri finanziari netti pagati nell'esercizio	1.936.449	2.913.822

NOTE ESPLICATIVE

1. Informazioni societarie

Gas Plus S.p.A. è una società per azioni quotata sul mercato telematico azionario gestito e organizzato da Borsa Italiana S.p.A.. La società è costituita in Italia ed è iscritta al registro delle Imprese di Milano.

Gas Plus S.p.A., ha sede a Milano, in Viale Enrico Forlanini n. 17.

Gas Plus S.p.A. è controllata al 73,94% da US.FIN. S.r.l., che non esercita attività di direzione e coordinamento.

Gas Plus S.p.A. ha provveduto a redigere il bilancio consolidato che viene presentato unitamente al bilancio d'esercizio. La pubblicazione del bilancio d'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 è stata autorizzata con delibera del Consiglio di Amministrazione del 20 aprile 2021.

2. Forma e contenuto del bilancio

A seguito dell'entrata in vigore del Regolamento Europeo n. 1606/2002 emanato dal Parlamento Europeo e dal Consiglio Europeo nel mese di luglio 2002, le società con titoli ammessi alle negoziazioni in un mercato regolamentato degli Stati membri dell'Unione Europea devono redigere dal 2005 i loro bilanci conformemente agli IFRS.

In virtù delle opzioni offerte dal D. Lgs. 38/2005, Gas Plus S.p.A. ha optato di utilizzare i principi contabili internazionali per la redazione del bilancio individuale, separato rispetto al consolidato, dall'esercizio chiuso al 31 dicembre 2006.

Il bilancio è presentato in Euro e gli importi sono esposti in Euro, salvo quando diversamente indicato. Per quanto riguarda la presentazione del bilancio la Società ha effettuato le seguenti scelte:

• nello stato patrimoniale sono esposte separatamente le attività correnti e non correnti e le passività correnti e non correnti. Le attività correnti che includono liquidità e mezzi equivalenti sono quelle destinate ad essere realizzate, cedute o consumate nel normale ciclo operativo della Società. Le attività non correnti comprendono i saldi attivi con ciclo di realizzo oltre i dodici mesi, comprese le immobilizzazioni materiali, immateriali e finanziarie e le imposte anticipate. Le passività correnti comprendono i debiti esigibili entro i dodici mesi, compresa la quota corrente dei finanziamenti non correnti. Le passività non correnti comprendono i debiti esigibili oltre i dodici mesi, compresi i debiti finanziari, i fondi relativi al personale e le imposte differite;
• il conto economico presenta una classificazione dei costi per natura ed evidenzia il risultato prima degli oneri finanziari e delle imposte;
• il conto economico complessivo consolidato, presentato separatamente dal conto economico, raccoglie le variazioni non transitate a Conto Economico, ma imputate direttamente a Patrimonio Netto sulla base di specifici principi contabili IAS/IFRS;
• il prospetto delle Variazioni del Patrimonio Netto riporta le informazioni con evidenza separata del risultato di esercizio complessivo e di ogni altra variazione non transitata a Conto

Economico, ma imputata direttamente a Patrimonio Netto sulla base di specifici principi contabili IAS/IFRS;

• il rendiconto finanziario evidenzia separatamente i flussi finanziari derivanti dall'attività operativa, di investimento e di finanziamento. Per la sua redazione è stato utilizzato il metodo indiretto.

3. Principi contabili e criteri di valutazione

Criteri di valutazione

Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari acquisiti separatamente sono iscritti al costo, mentre quelli acquisiti attraverso operazioni di aggregazione di imprese sono contabilizzati in base al fair value determinato alla data di acquisizione.

Gli immobili, gli impianti e i macchinari sono rilevati al costo, comprensivo dei costi accessori direttamente imputabili e necessari alla messa in funzione del bene per l'uso per cui è stato acquistato, incrementato, quando rilevante ed in presenza di obbligazioni attuali, del valore attuale del costo stimato per lo smantellamento e la rimozione dell'attività. Qualora parti significative di tali attività materiali abbiano differenti vite utili, tali componenti sono contabilizzate separatamente. I terreni, sia liberi da costruzione sia pertinenziali a fabbricati, non sono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.

Le vite economico-tecniche utilizzate sono le seguenti:

	Aliquota
Categoria:	d'ammortamento
Mobili/arredi/macchine d'ufficio	12,0%
Impianti telefonici	20,0%
Macchine elettroniche	20,0%
Automezzi	20,0-25,0%

Al momento della vendita o quando non sussistono benefici economici futuri attesi dall'uso di un bene, esso viene eliminato dal bilancio e l'eventuale perdita o utile (calcolata come differenza tra il valore di cessione e il valore di carico) viene rilevata a conto economico al momento della suddetta eliminazione. Il valore residuo del bene, la vita utile e i metodi di ammortamento applicati sono rivisti con frequenza annuale e adeguati, se necessario, alla fine di ciascun esercizio.

Attività immateriali

Un'attività immateriale viene rilevata contabilmente solo se è identificabile, controllabile, ed è prevedibile che generi benefici economici futuri e il suo costo può essere determinato in modo attendibile.

Le attività immateriali acquisite separatamente sono iscritte inizialmente al costo, mentre quelle acquisite attraverso operazioni di aggregazione di imprese sono contabilizzate al fair value alla data di acquisizione. Dopo la rilevazione iniziale, le attività immateriali sono iscritte al costo al netto dei fondi di ammortamento e di eventuali perdite di valore accumulate. Le attività immateriali prodotte internamente non sono capitalizzate e si rilevano nel conto economico dell'esercizio in cui sono state sostenute.

La vita utile delle attività immateriali è valutata come definita o indefinita.

Le attività immateriali con vita definita sono ammortizzate lungo la loro vita utile e sottoposte a test di recuperabilità (impairment) ogni volta che vi siano indicazioni di una possibile perdita di valore. Il periodo e il metodo di ammortamento ad esse applicato viene riesaminato alla fine di ciascun esercizio o più frequentemente se necessario. Variazioni della vita utile attesa o delle modalità con cui i futuri benefici economici legati all'attività immateriale sono conseguiti dalla Società sono rilevate modificando il periodo o il metodo di ammortamento e trattate come modifiche delle stime contabili. Le quote di ammortamento delle attività immateriali con vita definita sono rilevate a conto economico nella categoria di costo coerente con la funzione dell'attività immateriale.

I tassi annui di ammortamento utilizzati sono correlati al periodo di prevista utilità.

Le attività immateriali con vita utile indefinita non sono ammortizzate, ma sono sottoposte annualmente alla verifica di perdita di valore, sia a livello individuale sia a livello di unità generatrice di cassa. La valutazione della vita utile indefinita è rivista annualmente per determinare se tale attribuzione continua ad essere sostenibile; altrimenti, il cambiamento da vita utile indefinita a vita utile definita si applica su base prospettica.

Gli utili o le perdite derivanti dall'eliminazione di un bene immateriale sono misurati come la differenza fra il ricavo netto della dismissione e il valore contabile dell'attività immateriale e sono rilevati a conto economico nell'esercizio in cui avviene l'eliminazione.

Partecipazioni in società controllate

Le partecipazioni in società controllate sono rilevate con il criterio del costo. I dividendi da società controllate sono rilevati come proventi diversi nel conto economico solo nella misura in cui si riferiscono agli utili portati a nuovo dalla controllata e generati successivamente alla data di acquisizione.

Ad ogni data di bilancio, la Società, in presenza di obiettive evidenze di perdite di valore, valuta, tramite test di impairment, il valore recuperabile delle partecipazioni confrontando il valore di iscrizione della partecipazione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d'uso e, qualora risulti inferiore al valore iscritto in bilancio, svaluta tali partecipazioni al loro valore recuperabile. Quest'ultimo è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipazione e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione, al netto dei costi di dismissione ovvero considerando il complesso degli esiti degli impairment test condotti dalle partecipate; in assenza di evidenze differenti, il valore d'uso è fatto pari almeno al patrimonio netto a uso consolidato. La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione, è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante sia impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite. Le eventuali svalutazioni sono rilevate come oneri diversi nel conto economico.

Perdita di valore di attività non finanziarie

Ad ogni chiusura di bilancio, la Società valuta l'eventuale esistenza di indicatori di perdita di valore delle attività. In tal caso, o nei casi in cui è richiesta una verifica annuale sulla perdita di valore, la Società effettua una stima del valore recuperabile. Il valore recuperabile è il maggiore fra il fair value di un'attività o unità generatrice di flussi finanziari al netto dei costi di vendita e il suo valore d'uso. Il valore recuperabile viene determinato per singola attività, tranne quando tale attività non generi

flussi finanziari che siano ampiamente indipendenti da quelli generati da altre attività o gruppi di attività. Se il valore contabile di un'attività è superiore al suo valore recuperabile, tale attività ha subito una perdita di valore ed è conseguentemente svalutata fino a riportarla al valore recuperabile. Nel determinare il valore d'uso, la Società sconta al valore attuale i flussi finanziari stimati futuri usando un tasso di attualizzazione post-imposte che riflette le valutazioni di mercato sul valore attuale del denaro e i rischi specifici dell'attività. Le perdite di valore subite da attività in funzionamento sono rilevate a conto economico nelle categorie di costo coerenti con la funzione dell'attività che ha evidenziato la perdita di valore.

Ad ogni chiusura di bilancio, la Società valuta inoltre l'eventuale esistenza di indicazioni del venir meno (o della riduzione) di perdite di valore precedentemente rilevate e qualora tali indicazioni esistano, stima il nuovo valore recuperabile dell'attività. Il valore di un'attività precedentemente svalutata può essere ripristinato, ad eccezione delle svalutazioni dell'avviamento, solo se vi sono stati cambiamenti nelle stime utilizzate per determinare il valore recuperabile dell'attività successivi alla rilevazione dell'ultima perdita di valore. La ripresa di valore non può eccedere il valore di carico che sarebbe stato determinato, al netto degli ammortamenti, nell'ipotesi in cui nessuna perdita di valore fosse stata registrata negli esercizi precedenti. Tale ripristino viene rilevato quale provento a conto economico, tranne quando l'attività è iscritta a un importo rivalutato, caso in cui il ripristino è trattato come una rivalutazione. Dopo che è stato rilevato un ripristino di valore, la quota di ammortamento dell'attività è rettificata nei periodi futuri, al fine di ripartire il valore contabile modificato, al netto di eventuali valori residui, lungo la restante vita utile.

Attività finanziarie

Il principio IFRS 9, Strumenti finanziari, prevede un modello di classificazione e valutazione delle attività finanziarie basato sulle modalità di gestione degli strumenti finanziari e sulle caratteristiche dei flussi contrattuali delle attività finanziarie stesse, al fine di determinarne il corretto criterio di valutazione.

I criteri di valutazione che possono essere adottati per le diverse tipologie di strumenti finanziari sono: 1) attività finanziarie al costo ammortizzato; 2) attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico; 3) attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo.

La Società determina la classificazione delle proprie attività finanziarie nel momento della rilevazione iniziale e, ove adeguato e consentito, rivede tale classificazione alla chiusura di ciascun esercizio.

Tutti gli acquisti e vendite di attività finanziarie sono rilevati alla data di negoziazione, ovvero alla data in cui la Società assume l'impegno di acquistare o vendere l'attività.

Attività finanziarie al costo ammortizzato

Le attività finanziarie al costo ammortizzato includono i finanziamenti ed i crediti con pagamenti fissi o determinabili che non sono quotati su un mercato attivo. Dopo la rilevazione iniziale, tali attività sono rilevate secondo il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo, dedotte le perdite di valore. Il costo ammortizzato è calcolato rilevando eventuali sconti, premi sull'acquisto, onorari o costi che sono parte integrante del tasso di interesse effettivo. Il tasso di interesse effettivo è rilevato come provento finanziario nel conto economico. Le svalutazioni derivanti da perdite di valore sono rilevate nel conto economico come oneri finanziari. Gli utili e le perdite sono iscritti a conto economico quando i finanziamenti e crediti sono contabilmente eliminati o al manifestarsi di perdite di valore, oltre che attraverso il processo di ammortamento. Questa categoria include, normalmente, i crediti commerciali e gli altri crediti.

I crediti commerciali sono iscritti al loro fair value identificato dal valore nominale e successivamente ridotto per le eventuali perdite di valore. I crediti commerciali la cui scadenza non rientra nei normali termini commerciali e che non sono produttivi di interessi, vengono attualizzati.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico

Questa categoria comprende le attività detenute per la negoziazione e le attività designate al momento della prima rilevazione come attività finanziarie al fair value con variazioni rilevate nel conto economico. Le attività detenute per la negoziazione sono tutte quelle attività acquisite per la loro vendita o il loro riacquisto nel breve termine. I derivati, inclusi quelli scorporati, sono classificati come strumenti finanziari detenuti per la negoziazione, salvo che non siano designati come strumenti di copertura efficace (hedge instruments), come definito nello IFRS 9.

Gli strumenti finanziari al fair value con variazioni rilevate nel conto economico sono iscritti nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria al fair value, mentre le variazioni del fair value sono rilevate tra i proventi o tra gli oneri finanziari nel conto economico.

Tutte le attività di tale categoria sono classificate come correnti se sono detenute per trading o se il loro realizzo è previsto essere effettuato entro 12 mesi dalla data di chiusura del bilancio.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo

Le attività finanziarie al fair value con variazione imputate al conto economico complessivo comprendono azioni e titoli di debito. Le azioni classificate in tale categoria sono quelle che non sono state classificate al fair value con variazioni imputate al conto economico. I titoli di debito rientranti in questa categoria sono quelli detenuti per un periodo di tempo indefinito e quelli che potrebbero essere venduti in risposta alle necessità di liquidità o al cambiamento delle condizioni di mercato.

Dopo la rilevazione iniziale al costo, tali attività finanziarie sono valutate al fair value e i loro utili e perdite non realizzati sono riconosciuti tra le altre componenti di conto economico complessivo, fino all'eliminazione dell'investimento – momento in cui l'utile o la perdita cumulati sono rilevati tra i proventi ed oneri diversi – ovvero fino a quando non si accerti che hanno subito una perdita di valore – nel qual caso, la perdita cumulata è stornata dalla riserva e riclassificata a conto economico tra gli oneri finanziari. I dividendi percepiti nel periodo in cui sono detenute le attività finanziarie disponibili per la vendita sono rilevati tra i proventi diversi.

Almeno ad ogni chiusura di bilancio, la Società valuta se la capacità e l'intento di vendere a breve termine le proprie attività finanziarie disponibili per la vendita sia ancora appropriato.

Valutazione del fair value degli strumenti finanziari

La Società valuta gli strumenti finanziari al fair value ad ogni chiusura di bilancio.

Il fair value è il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un'attività, o che si pagherebbe per il trasferimento di una passività, in una regolare operazione tra operatori di mercato alla data di valutazione.

Tutte le attività e passività per le quali il fair value viene valutato o esposto in bilancio sono categorizzate in base alla gerarchia del fair value, come di seguito descritta:

• Livello 1 i prezzi quotati (non rettificati) in mercati attivi per attività o passività identiche a cui l'entità può accedere alla data di valutazione;
• Livello 2 Input diversi dai prezzi quotati inclusi nel Livello 1, osservabili direttamente o indirettamente per l'attività o per la passività;
• Livello 3 tecniche di valutazione per le quali i dati di input non sono osservabili per l'attività o per la passività.

La valutazione del fair value è classificata interamente nello stesso livello della gerarchia del fair value in cui è classificato l'input di più basso livello di gerarchia utilizzato per la valutazione Per le attività e passività rilevate nel bilancio su base ricorrente, la Società determina se siano intervenuti dei trasferimenti tra i livelli della gerarchia rivedendo la categorizzazione (basata sull'input di livello più basso, che è significativo ai fini della valutazione del fair value nella sua interezza) ad ogni chiusura di bilancio.

Svalutazione di attività finanziarie

La stima delle perdite di valore delle attività finanziarie deve essere effettuata sulla base del modello delle perdite attese (expected credit loss model), secondo un approccio predittivo, utilizzando informazioni supportabili, disponibili senza oneri o sforzi irragionevoli che includano dati storici, attuali e prospettici. Tale modello deve essere applicato a tutte le categorie di attività finanziarie.

Cancellazione di attività finanziarie

Un'attività finanziaria (o ove applicabile, parte di un'attività finanziaria o parti di un gruppo di attività finanziarie simili) è cancellata quando:

• i diritti a ricevere i flussi finanziari dell'attività sono estinti;
• la Società ha trasferito ad una terza parte il diritto a ricevere flussi finanziari dall'attività o ha assunto l'obbligo contrattuale di corrisponderli interamente e senza ritardi e (i) ha trasferito sostanzialmente tutti i rischi e benefici della proprietà dell'attività finanziaria, oppure (ii) non ha trasferito né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici dell'attività, ma ha trasferito il controllo della stessa.

Nei casi in cui la Società abbia trasferito i diritti a ricevere flussi finanziari da un'attività e non abbia né trasferito, né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici o non abbia perso il controllo sulla stessa, l'attività viene rilevata nel bilancio della Società nella misura del suo coinvolgimento residuo nell'attività stessa. In questo caso, la Società riconosce inoltre una passività associata. L'attività trasferita e la passività associata sono valutate in modo da riflettere i diritti e le obbligazioni che rimangono di pertinenza della Società.

Perdita di valore di attività finanziarie

La Società verifica ad ogni data di bilancio se un'attività finanziaria, o gruppo di attività finanziarie, ha subito una perdita di valore. Esiste una perdita di valore quando dopo la rilevazione iniziale sono intervenuti uno o più eventi (quando interviene "un evento di perdita") che hanno un impatto sui flussi di cassa futuri stimati dell'attività finanziaria o del gruppo di attività finanziarie, impatto che può essere attendibilmente stimato. Le evidenze di perdita di valore possono derivare da indicazioni che i debitori evidenzino difficoltà finanziarie, incapacità di far fronte alle obbligazioni, incapacità o ritardi nella corresponsione di interessi o di importanti pagamenti, probabilità di essere sottoposti a procedure concorsuali o altre forme di ristrutturazione finanziaria, e da dati osservabili che indichino un decremento misurabile nei flussi di cassa futuri stimati, quali cambiamenti in contesti o nella condizioni economiche che si correlano a crisi finanziaria.

Attività finanziarie iscritte al costo ammortizzato

Per le attività finanziarie contabilizzate al costo ammortizzato, la Società ha anzitutto valutato individualmente se sussistessero obiettive evidenze di perdita di valore per ogni attività finanziaria che sia individualmente significativa, o collettivamente per le attività finanziarie che non siano

significative individualmente. Se la Società determina che non sussistono evidenze di perdita di valore per un'attività finanziaria valutata singolarmente, significativa o meno, include l'attività in un gruppo di attività finanziarie con caratteristiche di rischio di credito simili e le valuta collettivamente ai fini della verifica della svalutazione. Le attività che sono valutate individualmente per la svalutazione e per i quali è rilevata, o continua ad essere rilevata, una perdita di valore non sono incluse in una valutazione collettiva per la perdita di valore.

L'ammontare di qualunque perdita di valore identificata è misurato dalla differenza tra il valore contabile dell'attività e il valore attuale dei flussi di cassa futuri stimati (escluse le perdite di credito attese in futuro che non sono ancora avvenute). Il valore attuale dei flussi di cassa è scontato al tasso di interesse effettivo originario dell'attività finanziaria.

Il valore contabile dell'attività viene ridotto mediante l'utilizzo di un fondo svalutazione e l'importo della perdita verrà rilevato a conto economico. Gli interessi attivi continuano ad essere stimati sul valore contabile ridotto e sono accantonati applicando il tasso d'interesse utilizzato per scontare i flussi di cassa futuri ai fini della valutazione della perdita di valore. I finanziamenti e i relativi fondi sono stornati quando non vi è una realistica prospettiva di un futuro recupero e tutte le garanzie sono state realizzate o sono state trasferite alla Società. Se, in un esercizio successivo, l'ammontare della svalutazione stimata aumenta o diminuisce in conseguenza di un evento intervenuto dopo che la svalutazione è stata rilevata, la svalutazione precedentemente rilevata è aumentata o diminuita rettificando il fondo. Se un'attività stornata è successivamente recuperata, il valore recuperato è accreditato a conto economico a riduzione degli oneri finanziari.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo

La Società valuta ad ogni data di riferimento del bilancio se vi è obiettiva evidenza che una attività o un gruppo di attività abbia subito una riduzione di valore.

Nel caso di strumenti rappresentativi di capitale classificati al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo, l'obiettiva evidenza includerebbe una significativa o prolungata riduzione nel fair value dello strumento al di sotto del suo costo. 'Significativo' è valutato rispetto al costo originario dello strumento e 'prolungato' rispetto alla durata del periodo nel quale il fair value è stato al di sotto del costo originario. Il Gruppo considera significativa una riduzione del valore del 30% al di sotto del costo e prolungata una riduzione di valore che permane per un periodo di 24 mesi. Laddove si abbia evidenza della riduzione di valore, la perdita cumulativa – misurata come differenza tra il costo d'acquisto e il fair value attuale, dedotte le perdite per riduzione di valore su quella attività finanziaria rilevate precedentemente nel conto economico – è stornata dalle altre componenti del conto economico complessivo e rilevata a conto economico. Le perdite per riduzione di valore su strumenti rappresentativi di capitale non possono essere ripristinate con effetto rilevato nel conto economico; gli incrementi nel loro fair value successivi alla riduzione di valore sono rilevati direttamente nelle altre componenti del conto economico complessivo.

Nel caso di strumenti di debito classificati come attività finanziarie al fair value con variazioni imputate al conto economico complessivo, la svalutazione è valutata basandosi sui medesimi criteri utilizzati per le attività finanziarie contabilizzate al costo ammortizzato. Tuttavia, l'ammontare della svalutazione è dato dalla perdita cumulata, vale a dire la differenza tra il costo ammortizzato e il fair value attuale, meno eventuali perdite di valore sull'investimento precedentemente rilevate nel conto economico.

Gli interessi attivi futuri continueranno ad essere stimati sulla base del ridotto valore contabile dell'attività e sono stimati utilizzando il tasso d'interesse utilizzato per scontare i flussi di cassa futuri ai fini della determinazione della svalutazione. Gli interessi attivi sono rilevati tra i proventi finanziari. Se, in un esercizio successivo, il fair value dello strumento di debito aumenta e

l'incremento può essere obiettivamente correlato ad un evento intervenuto dopo la svalutazione che era stata rilevata nel conto economico, tale svalutazione è rettificata sempre attraverso il conto economico.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono il denaro in cassa e i depositi a vista e correnti, in quest'ultimo caso con scadenza originaria prevista non oltre i tre mesi o inferiore, e sono iscritte al valore nominale.

Gli scoperti di conto corrente sono classificati tra le passività correnti.

Patrimonio netto

Capitale sociale

Le azioni ordinarie sono iscritte come capitale sociale e il loro valore corrisponde al valore nominale.

Distribuzione di dividendi

La Società rileva una passività a fronte della distribuzione ai suoi azionisti di disponibilità liquide quando la distribuzione è adeguatamente autorizzata e non è più a discrezione della Società. In base al diritto societario vigente in Europa, una distribuzione è autorizzata quando è approvata dagli azionisti. L'ammontare corrispondente è rilevato direttamente a riduzione del patrimonio netto.

Utili (Perdite) a nuovo

Accoglie tutti i risultati cumulati al netto dei dividendi pagati agli azionisti. La riserva accoglie anche i trasferimenti derivanti da altre riserve di patrimonio nel momento in cui queste si liberano da eventuali vincoli a cui sono sottoposti.

La riserva accoglie anche l'effetto cumulativo dei cambiamenti nei principi contabili o di eventuali correzioni di errori che vengano contabilizzati secondo quanto previsto nello IAS 8.

Azioni proprie

Le azioni proprie sono classificate a diretta diminuzione del patrimonio netto. Il costo originario delle azioni proprie ed i proventi derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati come movimenti di patrimonio netto, senza dare origine a nessun profitto o perdita nel conto economico.

Benefici per i dipendenti

Recependo quanto previsto dallo IAS 19, i benefici a dipendenti da erogare successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro e gli altri benefici a lungo termine (ivi compreso il trattamento fine rapporto vigente in Italia) vengono sottoposti a valutazione di natura attuariale che devono considerare una serie di variabili (quali la mortalità, la previsione di future variazioni retributive, il tasso di inflazione previsto, ecc.).

Seguendo tale metodologia la passività iscritta in bilancio risulta essere rappresentativa del valore attuale dell'obbligazione, al netto di ogni eventuale attività a servizio dei piani.

Per i piani a benefici definiti (quali il TFR), la passività viene calcolata annualmente da attuari indipendenti utilizzando il metodo della proiezione dell'unità di credito (Projected Unit Credit Method), effettuando le valutazioni attuariali alla fine di ogni esercizio.

I risultati di tali valutazioni sono così classificati dalla Società:

• il costo del servizio è iscritto a conto economico quale costo per prestazione di lavoro corrente o passato;

• gli interessi sono iscritti a conto economico tra gli oneri finanziari;

• le variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziarie, demografiche o da aggiustamenti correlati all'esperienza sono iscritte come altre componenti nel conto economico complessivo.

A seguito della riforma previdenziale introdotta dalla legge finanziaria 2008, per le società con un numero di dipendenti superiore alle 50 unità, le quote maturande di TFR costituiscono un piano a contributi definiti e solo l'obbligazione maturata al 31 dicembre 2006 continua ad essere trattata contabilmente come un piano a benefici definiti, con la conseguente necessità di effettuare i conteggi attuariali escludendo tuttavia la componente relativa agli incrementi salariali futuri.

Allo stesso modo, i contributi consistenti nelle quote di TFR pagate ai fondi previdenziali integrativi sono esclusi dai conteggi attuariali e contabilizzati tra i costi del personale per competenza nel conto economico.

Passività finanziarie

Le passività finanziarie che ricadono nel campo di applicazione dello IFRS 9 sono classificate come: 1) passività finanziarie al fair value rilevato a conto economico; 2) mutui e finanziamenti. La Società determina la classificazione delle proprie passività finanziarie al momento della rilevazione iniziale.

Tutte le passività finanziarie sono rilevate inizialmente al fair value a cui si aggiungono, nel caso di mutui e finanziamenti, i costi di transazione che sono direttamente attribuibili.

Le passività finanziarie della Società comprendono debiti commerciali e altri debiti, scoperti di conto corrente, mutui e finanziamenti, garanzie concesse e strumenti finanziari derivati.

Passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico

Le passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico comprendono passività detenute per la negoziazione e passività finanziarie rilevate inizialmente al fair value con variazioni imputate a conto economico.

Le passività detenute per la negoziazione sono tutte quelle acquisite ai fini di vendita nel breve termine. Questa categoria include gli strumenti finanziari derivati sottoscritti dalla Società che non sono designati come strumenti di copertura in una relazione di copertura come definita dallo IFRS 9. I derivati impliciti scorporati sono classificati come strumenti finanziari detenuti per la negoziazione a meno che non siano designati come strumenti di copertura efficaci.

Gli utili o le perdite sulle passività detenute per la negoziazione sono rilevati a conto economico.

Le passività finanziarie sono designate al fair value nel conto economico dalla data di prima iscrizione, solo se i criteri dell'IFRS 9 sono soddisfatti. Al momento della rilevazione iniziale, la Società non ha designato passività finanziarie al fair value con variazioni imputate nel conto economico.

Mutui e finanziamenti

Dopo la rilevazione iniziale, i finanziamenti sono valutati con il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo. Gli utili e le perdite sono contabilizzati nel conto economico quando la passività è estinta, oltre che attraverso il processo di ammortamento.

Il costo ammortizzato è calcolato rilevando lo sconto o il premio sull'acquisizione e gli onorari o costi che fanno parte integrante del tasso d'interesse effettivo. L'ammortamento al tasso d'interesse effettivo è compreso tra gli oneri finanziari nel conto economico.

Nel caso di rinegoziazione di un contratto di finanziamento, le modalità di imputazione a conto economico degli oneri correlati alle relative passività finanziarie deve essere rivista.

Garanzie finanziarie passive

Le garanzie finanziarie passive emesse dalla Società sono quei contratti che richiedono un pagamento per rimborsare il possessore di un titolo di debito a fronte di una perdita da esso subita a seguito dell'inadempienza del debitore nel pagamento alla scadenza prevista contrattualmente. I contratti di garanzia finanziaria sono inizialmente rilevati come passività al fair value, incrementati dei costi di transazione direttamente attribuibili all'emissione della garanzia. Successivamente, la passività è misurata al maggiore tra la migliore stima dell'esborso richiesto per far fronte all'obbligazione garantita alla data di bilancio e l'ammontare inizialmente rilevato, dedotti gli ammortamenti cumulati.

Debiti commerciali

I debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali e contrattuali, non sono attualizzati e sono iscritti al valore nominale.

Cancellazione di passività finanziarie

Una passività finanziaria è cancellata dal bilancio quando l'obbligo sottostante la passività è estinto, o annullato o adempiuto. Nei casi in cui una passività finanziaria esistente è sostituita da un'altra dello stesso prestatore, a condizioni sostanzialmente diverse, oppure le condizioni di una passività finanziaria esistente vengono sostanzialmente modificate, tale scambio o modifica viene trattata come una cancellazione contabile della passività originale e la rilevazione di una nuova passività, con iscrizione a conto economico di eventuali differenze tra valori contabili.

Compensazione di strumenti finanziari

Un'attività ed una passività finanziaria possono essere compensate ed il saldo netto esposto nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria se esiste un diritto legale a compensare gli importi rilevati contabilmente e vi sia l'intenzione di estinguere il residuo netto, o realizzare l'attività e contemporaneamente estinguere la passività.

Strumenti finanziari derivati e hedge accounting

Rilevazione iniziale e valutazione successiva

La Società utilizza strumenti finanziari derivati quali swap su tassi di interesse e sui prezzi di vendita delle commodity per coprire rispettivamente i rischi di tasso di interesse e i rischi di prezzo delle commodity. Tali strumenti finanziari derivati sono inizialmente rilevati al fair value alla data in cui il contratto derivato è sottoscritto e, successivamente, sono valutati nuovamente al fair value. I derivati sono contabilizzati come attività finanziarie quando il fair value è positivo e come passività finanziarie quando il fair value è negativo.

Il fair value degli strumenti derivati è classificato tra le attività/passività non correnti quando la scadenza della posta oggetto di copertura è superiore a 12 mesi e tra le attività/passività correnti quando la scadenza della posta oggetto di copertura è compresa nei 12 mesi.

Eventuali utili o perdite derivanti dalle variazioni di fair value dei derivati sono rilevate direttamente nel conto economico, fatta eccezione per la parte efficace delle coperture dei flussi di cassa, che è rilevata nel conto economico complessivo e successivamente riclassificata nel conto economico, quando lo strumento di copertura influenza il risultato d'esercizio.

Ai fini dell'hedge accounting, le coperture sono classificate come:

• coperture del fair value, se sono a fronte del rischio di variazione del fair value dell'attività o passività sottostante o a fronte di un impegno irrevocabile non rilevato;
• coperture di flussi di cassa, se sono a fronte dell'esposizione alla variabilità dei flussi di cassa attribuibile a un particolare rischio associato a un'attività o passività rilevata o a un'operazione programmata altamente probabile o a un rischio di valuta legato a un impegno irrevocabile non rilevato;
• coperture di un investimento netto in una gestione estera.

All'avvio di un'operazione di copertura, la Società designa e documenta formalmente il rapporto di copertura, cui intende applicare l'hedge accounting, i propri obiettivi nella gestione del rischio e la strategia perseguita. La documentazione include l'identificazione dello strumento di copertura, dell'elemento o operazione oggetto di copertura, della natura del rischio e delle modalità con cui l'impresa intende valutare l'efficacia della copertura nel compensare l'esposizione alle variazioni del fair value dell'elemento coperto o dei flussi di cassa riconducibili al rischio coperto. Ci si attende che queste coperture siano altamente efficaci nel compensare l'esposizione dell'elemento coperto rispetto a variazioni del fair value o dei flussi finanziari attribuibili al rischio coperto e vengono valutate su base continuativa, per determinare se tali coperture si siano effettivamente dimostrate altamente efficaci negli esercizi per i quali sono state designate come operazioni di copertura.

Ad oggi, la Società utilizza solo strumenti derivati di copertura classificabili nella categoria delle coperture di flussi di cassa.

Coperture dei flussi di cassa

La porzione di utile o perdita sullo strumento coperto, relativa alla parte di copertura efficace, è rilevata nel conto economico complessivo e nel patrimonio netto nella riserva di cash flow hedge, mentre la parte non efficace è rilevata direttamente nel conto economico.

Per i contratti derivati su tassi di interesse e su commodity, la parte non efficace dei contratti è rilevata tra gli oneri finanziari.

Gli importi riconosciuti nel conto economico complessivo sono trasferiti nel conto economico nel periodo in cui l'operazione oggetto di copertura influenza il conto economico, per esempio quando viene rilevato l'onere o provento sullo strumento coperto o quando si verifica una vendita prevista. Quando l'elemento oggetto di copertura è il costo di un'attività o passività non finanziaria, gli importi riconosciuti nel conto economico complessivo sono trasferiti al valore contabile iniziale dell'attività o passività non finanziaria.

Se si ritiene che l'operazione prevista o l'impegno stabilito non si verifichi più, gli utili o le perdite accumulati, già rilevati nella riserva di cash flow hedge, sono trasferiti nel conto economico. Se lo strumento di copertura raggiunge la scadenza o è venduto, annullato o esercitato senza sostituzione, o se viene revocata la sua designazione di strumento di copertura, gli importi precedentemente rilevati nella riserva di cash flow hedge restano lì iscritti fino a quando l'operazione prevista o l'impegno stabilito impattano il conto economico.

Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non sono qualificati di copertura sono rilevate nel conto economico del periodo in cui si verificano.

Ricavi e costi

I ricavi sono rilevati nella misura in cui è probabile che i benefici economici siano conseguiti dalla Società e il relativo importo possa essere determinato in modo attendibile.

Il principio IFRS 15 stabilisce un modello di riconoscimento dei ricavi, che si applica a tutti i contratti stipulati con i clienti ad eccezione di quelli che rientrano nell'ambito di applicazione di altri principi IAS/IFRS.

I passaggi fondamentali per la rilevazione dei ricavi secondo questo modello sono:

• identificazione del contratto con il cliente;
• identificazione delle performance obligations del contratto;
• determinazione del prezzo della transazione;
• allocazione del prezzo della transazione alle performance obligations contenute nel contratto;
• rilevazione del ricavo quando ciascuna performance obligation risulta realizzata.

I costi sono relativi a beni o servizi venduti o consumati nell'esercizio o per ripartizione sistematica. Quando non si possa identificare l'utilità futura degli stessi sono riconosciuti ed imputati a conto economico.

I canoni relativi a leasing operativi sono imputati a conto economico lungo la durata del contratto.

Dividendi

I dividendi sono rilevati quando sorge il diritto degli azionisti a ricevere il pagamento, che in genere corrisponde al momento in cui l'assemblea degli azionisti ne approva la distribuzione. I dividendi da partecipazioni dell'attivo non corrente sono iscritti nell'ambito della voce "oneri e proventi diversi", in quanto le partecipazioni detenute sono rappresentate da società controllate operanti nel settore della distribuzione e vendita del gas. I dividendi da altre società sono classificati nel conto economico tra i proventi finanziari.

I dividendi deliberati sono riconosciuti come debito verso i soci al momento della delibera di distribuzione.

Proventi ed oneri finanziari

Su tutti gli strumenti finanziari valutati al costo ammortizzato e le attività finanziarie fruttifere classificate come disponibili per la vendita, sono rilevati come proventi finanziari gli interessi attivi rilevati utilizzando il tasso d'interesse effettivo, che è il tasso che precisamente attualizza i flussi finanziari futuri stimati in base alla vita attesa dello strumento finanziario, rispetto al valore netto contabile dell'attività o passività finanziaria.

Gli oneri finanziari si rilevano a conto economico secondo il criterio della competenza temporale e sono iscritti per l'importo dell'interesse effettivo.

Gli oneri finanziari, qualora siano direttamente imputabili all'acquisizione, alla costruzione o alla produzione di un bene che richiede un periodo di tempo abbastanza lungo prima di essere disponibile all'uso, sono capitalizzati in quanto parte del costo del bene stesso. Tutti gli altri oneri finanziari sono rilevati come costo di competenza dell'esercizio in cui sono sostenuti. Gli oneri finanziari sono gli interessi e gli altri costi che un'entità sostiene in relazione all'ottenimento di finanziamenti.

Imposte correnti e differite sul reddito

Imposte correnti

La società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha aderito al consolidato fiscale mondiale. Con tale sistema di tassazione, gli imponibili fiscali di tutte le controllate residenti ed estere sono inclusi integralmente nella base imponibile della capogruppo, venendosi così a determinare un unico reddito (perdita) imponibile. Gli effetti derivanti dal recepimento del reddito (perdita) fiscale delle società non residenti in Italia restano di competenza della società capogruppo, senza essere riconosciuti alle stesse società estere.

Le imposte correnti sono basate sul risultato imponibile dell'esercizio. Il reddito imponibile differisce dal risultato riportato nel conto economico poiché esclude componenti positivi e negativi che saranno tassabili o deducibili in altri esercizi e esclude inoltre voci che non saranno mai tassabili o deducibili. La passività per imposte correnti è calcolata utilizzando le aliquote vigenti o di fatto vigenti alla data del bilancio. Il Management periodicamente valuta la posizione assunta nella dichiarazione dei redditi rispetto alle situazioni in cui le norme fiscali sono soggette a interpretazioni e provvede a stanziare degli accantonamenti dove appropriato.

Imposte differite

Le imposte differite sono calcolate usando il cosiddetto liability method sulle differenze temporanee risultanti alla data di bilancio fra i valori fiscali presi a riferimento per le attività e passività ed i corrispondenti valori di bilancio. Le imposte differite passive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee tassabili, ad eccezione dei casi in cui:

• le differenze temporanee derivino dalla rilevazione iniziale dell'avviamento o di un'attività o passività in una transazione che non è una aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non comporti effetti né sul risultato di bilancio né sul risultato fiscale;
• con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni in controllate, collegate e joint venture, il rigiro delle differenze temporanee può essere controllato ed è probabile che esso non si verifichi nel prevedibile futuro.

Le imposte differite attive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee deducibili, dei crediti e delle perdite fiscali non utilizzate e riportabili a nuovo, nella misura in cui sia probabile che saranno disponibili sufficienti imponibili fiscali futuri, che possano consentire l'utilizzo delle differenze temporanee deducibili e dei crediti e delle perdite fiscali portate a nuovo, eccetto il caso in cui:

• le differenze temporanee deducibili derivino dalla rilevazione iniziale di un'attività o passività in una transazione che non è un'aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non influisce né sul risultato di bilancio né sul risultato fiscale;
• con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni in controllate, collegate e joint venture, le imposte differite attive sono rilevate solo nella misura in cui sia probabile che le differenze temporanee deducibili si riverseranno nell'immediato futuro e che vi siano sufficienti imponibili fiscali a fronte dei quali le differenze temporanee possano essere recuperate.

Il valore di carico delle imposte differite attive viene riesaminato a ciascuna data di chiusura del bilancio e ridotto nella misura in cui non sia più probabile che saranno disponibili in futuro sufficienti imponibili fiscali da permettere in tutto o in parte l'utilizzo di tale credito. Le imposte differite attive non rilevate sono riesaminate ad ogni data di bilancio e sono rilevate nella misura in cui è diventato probabile che i redditi fiscali saranno sufficienti a consentire il recupero di tali imposte differite attive.

Le imposte differite attive e passive sono misurate in base alle aliquote fiscali che ci si attende saranno applicate all'esercizio in cui tali attività si realizzeranno o tali passività si estingueranno, considerando le aliquote in vigore e quelle già emanate, o sostanzialmente in vigore, alla data di bilancio.

Le imposte differite relative a elementi non rilevati direttamente a conto economico sono anch'esse rilevate nel patrimonio netto e nel conto economico complessivo, coerentemente con l'elemento cui si riferiscono.

Le imposte differite attive e passive vengono compensate, qualora esista un diritto legale a compensare le attività per imposte correnti con le passività per imposte correnti e le imposte differite facciano riferimento allo stesso soggetto contribuente ed alla stessa autorità fiscale.

Imposte indirette

I costi, i ricavi, le attività e le passività sono rilevati al netto delle imposte indirette, quali l'imposta sul valore aggiunto, con le seguenti eccezioni:

• l'imposta applicata all'acquisto di beni o servizi è indetraibile; in tal caso essa è rilevata come parte del costo di acquisto dell'attività o parte del costo rilevato nel conto economico;
• i crediti e i debiti commerciali includono l'imposta indiretta applicabile.

L'ammontare netto delle imposte indirette sulle vendite che possono essere recuperate da o pagate all'Erario è incluso a bilancio nella voce altri crediti o altri debiti a seconda del segno del saldo.

Conversione delle poste in valuta

La valuta di presentazione e funzionale della Società è l'Euro.

Le transazioni in valuta diversa dall'Euro sono rilevate inizialmente al tasso di cambio (riferito alla valuta funzionale) in essere alla data della transazione. Le attività e passività monetarie, denominate in valuta diversa dall'Euro, sono riconvertite nella valuta funzionale al tasso di cambio in essere alla data di chiusura del bilancio. Tutte le differenze di cambio sono rilevate nel conto economico. Le poste non monetarie valutate al costo storico in valuta diversa dall'Euro sono convertite usando i tassi di cambio in vigore alla data di iniziale rilevazione della transazione. Le poste non monetarie iscritte al fair value in valuta diversa dall'Euro sono convertite usando il tasso di cambio alla data di determinazione di tale valore.

Utilizzo di stime contabili

Come illustrato nei paragrafi della presente Nota, la redazione del bilancio e delle relative note in applicazione degli IFRS richiede da parte della direzione l'effettuazione di valutazioni discrezionali e stime contabili che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa di bilancio. I risultati consuntivi potrebbero differire da tali stime. Le stime sono utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi su crediti, ammortamenti, svalutazioni di attivo, benefici ai dipendenti, imposte ed accantonamenti per rischi ed oneri. Le stime e le ipotesi sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi immediatamente a conto economico.

Impairment test delle partecipazioni in società controllate

Ad ogni data di bilancio, la Società, in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, valuta, tramite test di impairment, il valore recuperabile delle partecipazioni confrontando il valore di iscrizione della partecipazione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il

fair value, al netto dei costi di dismissione, e il valore d'uso e, qualora risulti inferiore al valore iscritto in bilancio, svaluta tali partecipazioni al loro valore recuperabile.

Sono, inoltre, effettuate analisi di sensitività dei valori risultanti dall'impairment test, rispetto a possibili variazioni degli assunti di base.

Il valore recuperabile delle partecipazioni più rilevanti è esposto al rischio di oscillazione del prezzo di mercato degli idrocarburi poiché esso influisce sui ricavi e sui costi delle loro attività di produzione e compravendita, con possibili effetti negativi indotti sui flussi di cassa e sulle prospettive di reddito di tali società. Tali effetti vengono parzialmente mitigati nelle società controllate attraverso l'utilizzo di strumenti finanziari derivati di copertura.

Valutazioni discrezionali

Gli amministratori, nell'applicare i principi contabili non hanno applicato alcuna valutazione discrezionale.

Principi contabili ed interpretazioni adottati nell'esercizio e di efficacia successiva al 31 dicembre 2020

I principi contabili adottati per la redazione del presente bilancio sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio dell'esercizio precedente, fatta eccezione per l'adozione dei nuovi principi, modifiche ed interpretazioni in vigore dal 1° gennaio 2020.

I seguenti principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS sono stati applicati per la prima volta dalla Società a partire dal 1° gennaio 2020, senza peraltro avere effetti sul bilancio d'esercizio:

Emendamenti dei riferimenti al quadro sistematico Conceptual Framework – (Regolamento 2019/2075)

Documento emesso dallo IASB in data 29 marzo 2018 avente l'obiettivo di aggiornare i riferimenti al quadro sistematico presente nel corpusIFRS, essendo quest'ultimo stato rivisto dallo IASB nel corso del 2018.

Emendamenti allo IAS 1 e allo IAS 8 – Definizione di materialità (Regolamento 2019/2104)

Documento emesso dallo IASB in data 31 ottobre 2018. Gli emendamenti chiariscono la definizione di materialità e come essa dovrebbe essere applicata, al fine di agevolare le scelte delle società circa le informazioni da includere nei bilanci. In particolare, il documento ha l'obiettivo di rendere più specifica la definizione di rilevante e introduce il concetto di informazione occultata accanto ai concetti di informazione omessa o errata già presenti nei due principi oggetto di modifica. L'emendamento chiarisce che un'informazione è occultata qualora sia stata descritta in modo tale da produrre un effetto simile a quello che si sarebbe prodotto qualora tale informazione fosse stata omessa o errata.

Emendamenti all'IFRS 9, IAS 39 e IFRS 7 – Riforma degli indici di riferimento per il tasso di interesse (Regolamento 2020/34)

Documento emesso dallo IASB in data 26 settembre 2019. Le modifiche stabiliscono deroghe temporanee e limitate alle disposizioni in materia di contabilizzazione delle operazioni di copertura, in modo che possano continuare a essere rispettate le disposizioni dei principi coinvolti, presumendo che gli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse esistenti non siano modificati a seguito della riforma dei tassi interbancari. Viene, inoltre, previsto l'obbligo di fornire ulteriori informazioni agli investitori in merito alle relazioni di copertura che sono direttamente interessate dalle incertezze correlate alla riforma.

Emendamenti all'IFRS 3 – Aggregazioni aziendali (Regolamento 551/2020)

Documento emesso dallo IASB in data 22 ottobre 2018. Le modifiche chiariscono la definizione di business e agevoleranno le società a determinare se l'acquisizione effettuata riguarda un business o piuttosto un gruppo di attività. Nello specifico la nuova definizione sottolinea che lo scopo di un business consiste nel fornire beni e servizi ai clienti, mentre la precedente definizione si concentrava sui rendimenti sotto forma di dividendi, risparmi di costi o altri vantaggi economici per gli investitori. L'acquisizione di un business è da contabilizzare come una business combination ai sensi dell'IFRS 3 revised applicando il metodo dell'acquisizione, che, tra le altre cose, può dar luogo all'iscrizione di un avviamento. Viceversa, l'acquisizione di un insieme di beni che non ha accesso al mercato è da considerare un'acquisizione di asset (group of assets acquisition); nelle acquisizioni di assets l'acquirente alloca il prezzo della transazione alle attività identificabili acquisite e passività assunte sulla base del loro fair value relativo e non è rilevato alcun avviamento.

Emendamenti all'IFRS 16 – Concessioni sui canoni connesse al COVID-19 (Regolamento 1434/2020)

Documento emesso dallo IASB in data 28 maggio 2020, applicabile dal 1° giugno 2020. La modifica stabilisce che, come espediente pratico, il locatario può scegliere di non valutare se una concessione sui canoni che soddisfi le condizioni stabilite dal principio sia una modifica del leasing. Il locatario che si avvale di tale facoltà deve contabilizzare qualsiasi variazione dei pagamenti dovuti per il leasing derivante da una concessione sui canoni direttamente a conto economico alla data di efficacia della riduzione. L'espediente pratico si applica soltanto alle concessioni sui canoni che sono una diretta conseguenza della pandemia di COVID-19.

Dal 1° gennaio 2020 saranno applicabili i seguenti emendamenti dei principi contabili internazionali:

Emendamenti all'IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 e IFRS 16 – Riforma degli indici di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse – fase due (Regolamento 25/2021).

Il documento emesso dallo IASB in data 27 agosto 2020 è applicabile dal 1° gennaio 2021 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche prevedono un trattamento contabile specifico per ripartire nel tempo le variazioni di valore degli strumenti finanziari o dei contratti di leasing dovute alla sostituzione dell'indice di riferimento per la determinazione dei tassi di interesse, evitando così ripercussioni immediate sull'utile (perdita) d'esercizio e cessazioni delle relazioni di copertura.

Al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti dell'introduzione di queste modifiche sul bilancio separato della Società.

Al 31 dicembre 2020, la Società non ha adottato anticipatamente nuovi principi, interpretazioni o modifiche che sono stati emessi ma non ancora in vigore.

Alla data di riferimento del presente bilancio, gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione dei seguenti principi ed emendamenti:

Modifiche allo Ias 1 – Presentazione del bilancio: classificazione delle passività come correnti o non correnti

Documento emesso dallo IASB in data 23 gennaio 2020 e aggiornato in data 15 luglio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche chiariscono i requisiti da considerare per determinare se, nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria, i debiti e le altre passività con una data di regolamento incerta debbano essere classificati come correnti o non correnti (inclusi i debiti estinguibili mediante conversione in strumenti di capitale).

Modifiche all'Ifrs 3 – Riferimento al Conceptual Framework

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2022 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche impongono alle entità di riferirsi al Conceptual Framework pubblicato in marzo 2018 e non a quello in vigore al momento dell'introduzione dell'IFRS 3. Inoltre, lo IASB introduce una eccezione all'utilizzo del Conceptual Framework. Per alcune tipologie di passività, un'entità, nel momento in cui applica l'IFRS 3, deve fare riferimento allo IAS 37. Infatti, senza l'introduzione della suddetta eccezione, una entità potrebbe riconoscere delle passività nell'ottenimento del controllo di un business che non riconoscerebbe in altre circostanze e subito dopo l'acquisizione dovrebbe effettuare la derecognition delle stesse realizzando un provento privo di sostanza economica.

Modifiche allo Ias 16 – Cessioni di beni prodotti prima che l'asset sia nelle condizioni di utilizzo previste

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2022 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche vietano di dedurre dal costo di una immobilizzazione materiale le componenti positivi di reddito derivanti dalla cessione di beni prodotti prima che l'immobilizzazione sia nel luogo e nelle condizioni operative previste dal management per il suo utilizzo. L'entità deve contabilizzare il ricavo per la cessione dei beni prodotti e i relativi costi di produzione nell'utile (perdita) di periodo.

Modifiche allo Ias 37 – Contratti onerosi: costi sostenuti per soddisfare un contratto

Documento emesso dallo IASB in data 14 maggio 2020, applicabile dal 1° gennaio 2022 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche chiariscono che nella stima sull'eventuale onerosità di un contratto si devono considerare tutti i costi direttamente imputabili al contratto. Di conseguenza, la valutazione include non solo i costi incrementali (come il costo del materiale diretto impiegato nella lavorazione), ma anche tutti i costi che l'impresa non può evitare in quanto ha stipulato il contratto (come la quota del costo del personale e dell'ammortamento dei macchinari impiegati per l'adempimento del contratto).

Modifiche allo Ias 1 e alla dichiarazione pratica Ifrs 2 – Presentazione del bilancio e informativa sulle policy contabili

Documento emesso dallo IASB in data 12 febbraio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche richiedono alle società di presentare le informazioni sui principi contabili rilevanti piuttosto che sui principi contabili significativi e forniscono una guida su come applicare il concetto di significatività all'informativa.

Modifiche allo Ias 8 – Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili e errori

Documento emesso dallo IASB in data 12 febbraio 2021, applicabile dal 1° gennaio 2023 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche chiariscono come le società dovrebbero distinguere i cambiamenti nei principi contabili dai cambiamenti nelle stime contabili.

Miglioramenti agli International financial reporting standards: 2018-2020 Cycle

Documento pubblicato dallo IASB in data 14 maggio 2020. I miglioramenti comprendono modifiche a principi contabili internazionali esistenti (in particolare IFRS 1 – Prima adozione degli IFRS, IFRS 9 – Strumenti finanziari, IFRS 16 – Lease). Gli emendamenti, applicabili dal 1° gennaio 2022 con applicazione anticipata consentita, chiariscono, correggono o rimuovono diciture o formulazioni ridondanti o conflittuali nel testo dei relativi principi.

La Società sta analizzando i principi indicati non ancora omologati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

4. Immobilizzazioni immateriali

Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto di Euro 137.973 al 31 dicembre 2020 e sono dettagliabili come segue:

	Licenze d'uso software	Marchi e Licenze	Migliorie su beni di terzi	Acconti su immobilizzazion i immateriali	Totale
31 dicembre 2019
Saldo iniziale netto	35.048	-	-	-	35.048
Investimenti	137.386	-	-	-	137.386
Ammortamenti	(55.937)	-	-	-	(55.937)
Altre variazioni	-	-	-	3.385	3.385
Saldo finale netto	116.497	-	-	3.385	119.882
Saldo finale lordo	1.998.703	8.000	14.431	3.385	2.024.519
Fondo ammortamento	(1.882.206)	(8.000)	(14.431)	-	(1.904.637)
Saldo finale netto	116.497	-	-	3.385	119.882
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	116.497	-	-	3.385	119.882
Investimenti	71.435	-	-	18.700	90.135
Ammortamenti	(68.659)	-	-	-	(68.659)
Altre variazioni	-	-	-	(3.385)	(3.385)
Saldo finale netto	119.273	-	-	18.700	137.973
Saldo finale lordo	2.070.138	8.000	14.431	18.700	2.111.269
Fondo ammortamento	(1.950.865)	(8.000)	(14.431)	-	(1.973.296)
Saldo finale netto	119.273	-	-	18.700	137.973

Le immobilizzazioni immateriali si incrementano complessivamente per Euro 18.091 per l'effetto combinato di:

• un incremento di Euro 71.435 per costi capitalizzati nel corso dell'esercizio per alcuni aggiornamenti del software contabile;
• un decremento di Euro 68.659 per effetto degli ammortamenti effettuati nell'esercizio;
• un incremento netto di Euro 15.315 per acconti su immobilizzazioni immateriali.

5. Diritto d'uso

Il diritto d'uso ha un valore netto di Euro 1.201.813 al 31 dicembre 2020 e sono dettagliabili come segue:

	Software	Fabbricati	Altri beni	Totale
31 dicembre 2019
Effetti adozione IFRS 16	-	316.774	16.510	333.284
Saldo iniziale netto	-	316.774	16.510	333.284
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	-	1.196.881	-	1.196.881
Ammortamenti e svalutazioni	-	(207.326)	(6.761)	(214.087)
Saldo finale netto	-	1.306.329	9.749	1.316.078
Saldo finale lordo	-	1.513.655	16.510	1.530.165
Fondo ammortamento	-	(207.326)	(6.761)	(214.087)
Saldo finale netto	-	1.306.329	9.749	1.316.078
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	-	1.306.329	9.749	1.316.078
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	74.281	-	23.453	97.734
Ammortamenti e svalutazioni	-	(200.974)	(11.025)	(211.999)
Saldo finale netto	74.281	1.105.355	22.177	1.201.813
Saldo finale lordo	74.281	1.425.662	39.963	1.539.906
Fondo ammortamento	-	(320.307)	(17.786)	(338.093)
Saldo finale netto	74.281	1.105.355	22.177	1.201.813

La voce diritto d'uso si riferisce principalmente al contratto di affitto dell'immobile presso cui ha la sede legale la Società. La voce si decrementa complessivamente per Euro 114.265 per l'effetto combinato di:

• un incremento di Euro 74.281 dovuto alla stipula, alla fine dell'esercizio 2020, di un contratto triennale per l'utilizzo in cloud della licenza del software utilizzato per la redazione del bilancio consolidato e per la gestione dei contratti di noleggio ai sensi del principio contabile internazionale IFRS 16 Lease;
• un incremento di Euro 23.453 principalmente per un nuovo contratto di noleggio dell'autovettura aziendale e per i canoni di noleggio di alcune stampanti multifunzione.
• un decremento di Euro 211.999 per effetto degli ammortamenti effettuati nell'esercizio.

6. Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 107.946 al 31 dicembre 2020 e sono dettagliabili come segue:

Gas Plus S.p.A.

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

	Impianti e macchinari	Altri beni	Totale
31 dicembre 2019
Saldo iniziale netto	8.276	113.407	121.683
Investimenti	-	73.943	73.943
Ammortamenti	(1.044)	(55.352)	(56.396)
Alienazioni	-	(92)	(92)
Saldo finale netto	7.232	131.906	139.138
Saldo finale lordo	23.045	1.548.296	1.571.341
Fondo ammortamento	(15.813)	(1.416.390)	(1.432.203)
Saldo finale netto	7.232	131.906	139.138
31 dicembre 2020
Saldo iniziale netto	7.232	131.906	139.138
Investimenti	-	17.555	17.555
Ammortamenti	(1.043)	(47.704)	(48.747)
Alienazioni	-	-	-
Saldo finale netto	6.189	101.757	107.946
Saldo finale lordo	23.045	1.565.851	1.588.896
Fondo ammortamento	(16.856)	(1.464.094)	(1.480.950)
Saldo finale netto	6.189	101.757	107.946

Le immobilizzazioni si incrementano per effetto dell'acquisto di apparecchiature informatiche per complessivi Euro 17.555 e si decrementano per gli ammortamenti dell'esercizio per Euro 48.747.

7. Partecipazioni in società controllate

Le partecipazioni in società controllate hanno un valore di Euro 298.632.488, come viene evidenziato nella seguente tabella:

	Saldo	Acquisti/	Versamenti		Altre	Saldo
	iniziale	Costituzione	soci	Svalutazioni	variazioni	Finale
31 dicembre 2020
Gas Plus Energia S.r.l.	251.643	-	-	.-	-	251.643
Gas Plus Italiana S.r.l.	87.000.016	-		- (52.000.000)	-	35.000.016
GP Infrastrutture S.r.l.	65.714.019	-	-	-	-	65.714.019
Gas Plus Vendite S.r.l.	2.500.000	-	-	-	-	2.500.000
Gas Plus Storage S.r.l.	2.821.697	-	-	(141.560)	-	2.680.137
Idrocarburi Italiana S.r.l.	162.938.512	-	-		- (162.938.512)	-
Società Padana Energia
S.r.l.	-	-	-	-	162.938.512	162.938.512
Gas Plus International
Holding S.r.l.	22.510.000	-	7.000.000	-	-	29.510.000
Gas Plus Netherlands B.V.	-	18.000	200.000	(179.839)	-	38.161
Totale	343.735.887	18.000	7.200.000	(52.321.399)	-	298.632.488

Si riportano nella seguente tabella le informazioni integrative sulle Partecipazioni in società controllate:

Dati al 31 dicembre 2020 (importi in migliaia di euro)	Gas Plus Italiana S.r.l.	GP Infrastrutture Gas Plus Energia S.r.l. S.r.l.		Gas Plus Vendite S.r.l.
Percentuale diretta di partecipazione	100,00%	100,00%	85,29%	100,00 %
Data di chiusura del bilancio	31.12.2020	31.12.2020	31.12.2020	31.12.2020
Attività	95.104	100.337	860	23.657
Passività	61.017	16.169	131	19.320
Ricavi	18.725	25.924	283	34.367
Utile/(perdita)	(30.592)	4.573	(4)	870
Patrimonio Netto	34.087	84.167	729	4.337
Patrimonio Netto di Competenza	34.087	84.167	622	4.337
Valore di iscrizione al 31 dicembre 2020	35.000	65.714	252	2.500

Dati al 31 dicembre 2020 (importi in migliaia di euro)	Gas Plus Storage S.r.l.	Società Padana Energia S.r.l.		Gas Plus Netherlands B.V.
Percentuale diretta di partecipazione	100,00 %	100,00 %	100,00 %	100,00 %
Data di chiusura del bilancio	31.12.2020	31.12.2020	31.12.2020	31.12.2020
Attività	3.328	238.222	30.282	63
Passività	648	77.954	865	25
Ricavi	33	15.875	-	-
Utile/(perdita)	(142)	(9.217)	(48)	(123)
Patrimonio Netto	2.680	160.268	29.417	38
Patrimonio Netto di Competenza	2.680	160.268	29.417	38
Valore di iscrizione al 31 dicembre 2020	2.680	162.939	29.510	38

I bilanci delle società controllate sono redatti in conformità ai relativi principi contabili nazionali. I rapporti creditori e debitori, i costi e i ricavi con società controllate sono riportati alla Nota n. 28, Rapporti con parti correlate.

Gas Plus S.p.A. ha effettuato nel corso dell'esercizio 2020 versamenti in conto capitale a Gas Plus International Holding S.r.l. per complessivi Euro 7.000.000 finalizzati a sostenere gli investimenti nel progetto rumeno di sviluppo delle due concessioni di produzione Ana e Doina nel Mar Nero della società Gas Plus Dacia S.r.l., controllata indirettamente tramite Gas Plus International B.V..

In data 3 febbraio 2020, Gas Plus S.p.A. ha acquistato da Gas Plus International B.V. la partecipazione in Gas Plus Netherlands B.V. per il prezzo di Euro 18.000 equivalente al capitale sociale della partecipata al 100%. Successivamente, nel corso dell'anno 2020, la stessa società controllante ha effettuato dei versamenti soci in conto capitale per complessivi Euro 200.000 finalizzati a sostenere gli investimenti esplorativi nella concessione E15C in Olanda. A fine esercizio Gas Plus S.p.A. ha svalutato la partecipazione per Euro 179.839 allineandola alla quota del patrimonio netto della controllata.

Si segnala che in data 14 dicembre 2020 si è finalizzata la fusione inversa per incorporazione di Idrocarburi Italiana S.r.l. in Società Padana Energia S.p.A.. Quale conseguenza di tale fusione, nella medesima data, la società controllata Idrocarburi Italiana S.r.l. è stata cancellata dal registro delle imprese e Gas Plus S.p.A. ha acquisito la diretta partecipazione al 100% in Società Padana Energia S.p.A.. A partire dal 14 dicembre 2020, quest'ultima società ha anche trasformato la sua forma giuridica in società a responsabilità limitata.

Informazioni in merito alla verifica delle riduzioni per perdite di valore

Gas Plus Storage S.r.l.

A fine esercizio ha realizzato una perdita pari ad Euro 141.560 raggiungendo il patrimonio netto pari ad Euro 2.680.137. Gas Plus S.p.A. ha svalutato la partecipazione per la perdita dell'esercizio allineandola alla quota del patrimonio netto della controllata.

Gas Plus Netherlands B.V.

A fine esercizio ha realizzato una perdita pari ad Euro 123.044 raggiungendo il patrimonio netto pari ad Euro 38.161. Gas Plus S.p.A. ha svalutato la partecipazione per la perdita dell'esercizio allineandola alla quota del patrimonio netto della controllata.

Gas Plus Italiana S.r.l.

Gas Plus Italiana S.r.l. ha conseguito nel corso dell'esercizio 2020 una perdita pari a Euro 30.591.798 ed il relativo patrimonio contabile ha raggiunto l'importo di Euro 34.087.121.

Il risultato dell'esercizio della partecipata riflette: (i) le svalutazioni, pari a Euro 34.112.264, delle attività materiali e immateriali iscritte nel bilancio della partecipata e riferite al patrimonio di riserve di idrocarburi, per effetto del test di impairment condotto a seguito degli indicatori di perdita di valore emersi nell'esercizio (e di cui si dà conto nel successivo paragrafo "Verifica delle riduzioni per perdite di valore di Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.", cui si rinvia per un'esaustiva disamina), solo in parte compensato (ii) dall'effetto positivo derivante dall'applicazione dell'art. 110, comma 8 del D.L. n. 104/2020 (c.d. Decreto Agosto), successivamente modificato dalla Legge di Bilancio 2021, in forza del quale la Direzione aziendale della partecipata ha deliberato di procedere al riallineamento dei maggiori valori civilistici rispetto ai valori fiscali di immobilizzazioni immateriali e materiali per un importo complessivo di Euro 9.467.021, stanziando un'imposta sostitutiva di Euro 284.011 (3% da pagarsi in 3 rate costanti annuali a partire dall'anno 2021) e rilasciando imposte differite per Euro 2.272.085.

A seguito di test di impairment, Gas Plus S.p.A. ha svalutato il valore contabile della partecipazione di Euro 52.000.000, per allinearlo al minor valore recuperabile della società controllata. Dopo tale svalutazione, il differenziale tra valore di carico della partecipazione, pari a Euro 35.000.016, e il relativo minore patrimonio netto, risulta pari a Euro 912.895.

L'entità delle riserve di idrocarburi provate e probabili al 31 dicembre 2020 relative ai titoli minerari è stata di recente attestata dall'esperto indipendente SIM in 1.243,0 milioni di Smc, in riduzione rispetto al precedente esercizio.

Società Padana Energia S.r.l.

Società Padana Energia S.r.l. ha conseguito nel corso dell'esercizio 2020 una perdita pari a Euro 9.217.400 ed il relativo patrimonio contabile ha raggiunto l'importo di Euro 160.268.216.

Il differenziale tra il valore di carico della partecipazione, pari a Euro 162.938.512, e il relativo minor patrimonio netto, risulta pari a Euro 2.670.296.

Il risultato dell'esercizio della partecipata riflette: (i) le svalutazioni, pari a Euro 59.106.595 (con il conseguente rilascio della fiscalità differita per Euro 16.490.740), delle attività materiali e immateriali iscritte nel bilancio della partecipata e riferite al patrimonio di riserve di idrocarburi, per effetto del test di impairment condotto a seguito degli indicatori di perdita di valore emersi nell'esercizio (e di cui si dà conto nel successivo paragrafo "Verifica delle riduzioni per perdite di valore di Gas Plus

Gas Plus S.p.A.

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.", cui si rinvia per un'esaustiva disamina), sostanzialmente compensato (ii) dall'effetto positivo derivante dall'applicazione dell'art. 110, comma 8 del D.L. n. 104/2020 (cd. Decreto Agosto), successivamente modificato dalla Legge di Bilancio 2021, in forza del quale la Direzione aziendale ha deliberato di procedere al riallineamento dei maggiori valori civilistici rispetto ai valori fiscali di immobilizzazioni immateriali e materiali per un importo complessivo di Euro 159.223.663, stanziando un'imposta sostitutiva di Euro 4.776.710 (3% da pagarsi in 3 rate costanti annuali a partire dall'anno 2021) e rilasciando imposte differite per Euro 44.423.402.

Il test di impairment volto a verificare il valore recuperabile della partecipazione nella società controllata ha confermato la tenuta del valore di iscrizione della partecipazione.

L'entità delle riserve di idrocarburi provate e probabili al 31 dicembre 2020 relative ai titoli minerari è stata di recente attestata dall'esperto indipendente SIM in 2.522,8 milioni di Smc e si mantiene in linea con il dato del precedente esercizio.

Verifica delle riduzioni per perdite di valore di Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.

Nel corso dell'esercizio sono stati rilevati indicatori di impairment relativi alle attività alle attività riferite al business delle società italiane del settore E&P e nello specifico di singole concessioni di coltivazione gestite dalle controllate Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. connessi: (i) all'evoluzione del quadro normativo avviata con il D.Lgs. 135 del 14/12/18, convertito con L. 12 del 11/2/19 e proseguita con la presentazione da parte del Ministero dello Sviluppo Economico, in applicazione delle citata legge in data 11 febbraio 2021, del documento in consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)», che è poi stato pubblicato sul sito del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (oggi Ministero della Transizione Ecologica), (ii) al quadro economico generale e all'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che hanno richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nonché (iii) alle revisioni negative delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve di idrocarburi.

Il management di ciascuna delle società partecipate ha quindi valutato gli impatti di detti indicatori, sui propri piani di sfruttamento e/o sviluppo delle riserve di idrocarburi e ha riflesso i conseguenti aggiornamenti in ordine alle modalità e alla misura di utilizzo delle relative attività ai fini dell'effettuazione dei test di impairment delle attività riferite al patrimonio di riserve iscritte nei rispettivi bilanci, all'esito dei quali hanno rilevato delle rilevanti svalutazioni delle attività materiali e immateriali iscritte nei bilanci di tali società.

Alla luce di quanto sopra riportato la Società ha provveduto a sottoporre a test di impairment il valore di iscrizione delle partecipazioni in Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l., pari originariamente ad Euro 87.000.016 ed Euro 162.938.512, rispettivamente.

Al fine di verificare la tenuta del valore di iscrizione delle partecipazioni in dette società ne è stato determinato il valore d'uso considerando i flussi di cassa attesi di Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. desunti dai piani previsionali quinquennali approvati dai rispettivi Amministratori e incorporando la perpetuity dell'ultimo anno del piano per la determinazione del valore terminale assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero.

Gas Plus S.p.A.

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

Le principali assunzioni che hanno determinato i flussi di cassa, di entrambe le società, e gli esiti del test sono i seguenti:

• l'adozione di uno scenario energetico che recepisce una posizione più conservativa sui prezzi a lungo termine delle commodity energetiche (prezzi del gas in Italia e in Europa), con una moderata ripresa dei prezzi a partire dall'esercizio 2022 e costanza dei prezzi oltre il periodo di piano;
• la considerazione dei soli profili di produzione risultanti dall'ultima perizia dell'esperto indipendente in merito alle riserve già sviluppate e da sviluppare (ossia rese disponibili con i nuovi investimenti nelle concessioni) che si prevede continueranno ad essere utilizzate;
• la valutazione delle linee di indirizzo di transizione energetica esposte nel documento PiTESAI rivedendo le modalità e la misura con cui le singole attività gestite dalle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. continueranno ad essere utilizzate ed individuando un criterio per valutare gli impatti su valori recuperabili delle singole concessioni sulla base del quale non si prevede attualmente la rimessa in produzione dei siti di minori dimensioni ed attualmente non produttivi;
• la previsione della struttura dei costi operativi, degli oneri di abbandono e ripristino siti e degli investimenti, rimodulati rispetto al passato per tenere conto della decisione di sospendere, allo stato, lo sviluppo e lo sfruttamento di determinate concessioni oltreché delle attese modifiche delle condizioni di operatività;
• le royalties e le imposte di piano calcolate sulla base delle normative vigenti alla data di riferimento.

Infine, i flussi, così determinati, sono stati attualizzati al costo medio ponderato del capitale investito (WACC) post-imposte del 5,88% (6,43% al 31 dicembre 2019), principalmente per effetto della flessione degli yield delle attività risk-free.

Ai fini della determinazione del valore d'uso delle partecipazioni il valore attuale dei flussi, determinato come sopra, è stato rettificato:

• della posizione finanziaria netta calcolata come totale dei debiti finanziari, sia a breve sia a lungo termine, al netto della cassa;
• del valore complessivo delle attività e passività (quali fondi abbandono), riferibili a ciascuna società, ma che non concorrono alla determinazione dei flussi di cassa operativi nel periodo esplicito dei piani previsionali e che pertanto occorre considerare separatamente.

Dai risultati del test di impairment è emerso, relativamente alla società Gas Plus Italiana S.r.l., una svalutazione di Euro 52,0 milioni come differenziale tra il precedente valore di carico della società ed il suo valore d'uso; mentre per quanto concerne Società Padana Energia S.r.l. un maggior valore d'uso rispetto al valore di iscrizione della partecipazione pari ad Euro 12,0 milioni.

In relazione a quest'ultima partecipazione, le ipotesi, remote, di variazione del tasso di sconto, del tasso di crescita, della redditività o dei volumi che comportano l'azzeramento del maggior valore del valore d'uso rispetto al valore di libro sono un WACC post-imposte pari ad 6,38%, un tasso di crescita nominale di lungo periodo negativo di -0,6% ed infine una riduzione del risultato operativo al netto delle imposte di 900 migliaia di Euro.

Altre partecipazioni in società controllate

In considerazione dei positivi risultati conseguiti nell'esercizio e del valore del patrimonio netto delle altre società controllate, Gas Plus S.p.A. non ha individuato potenziali indicatori di perdite di valore del relativo valore di iscrizione a bilancio.

8. Imposte sul reddito

I saldi delle voci attività per imposte anticipate e passività per imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto. Le descrizioni indicano la natura delle differenze temporanee.

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Imposte differite attive, relative a:
Perdita fiscale di consolidato	111.371	-
Eccedenza ACE società controllate	91.440	-
Fondo TFR	50.162	50.220
Fair value derivato di copertura Interest Rate Swap	41.298	26.782
Altro	1.721	1.648
Totale imposte differite attive	295.992	78.650
Imposte differite passive, relative a:
Plusvalenze	197.501	-
Totale fondo imposte differite	197.501	-

I saldi delle voci di crediti per imposte correnti e debiti per imposte correnti sono dettagliati nel seguente prospetto:

Debiti e crediti per imposte	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Crediti per imposte	808.954	236.885
Debiti per imposte	-	(869.767)
Totale (debiti) e crediti per imposte	808.954	(632.882)

Il saldo della voce crediti per imposte pari ad Euro 808.954 include il credito IRES rinveniente dal calcolo delle imposte correnti per il periodo di imposta 2020 di consolidato fiscale nazionale e mondiale. Nel corso del 2021, la maggior parte di tale credito verrà utilizzato in compensazione orizzontale per il pagamento di altre imposte dirette e/o indirette. Si segnala, inoltre, che nel mese di luglio 2020 sono stati incassati Euro 236.885 relativi al rimborso IRES richiesto, nell'ambito del consolidato fiscale, dalla Società per gli anni 2009-2010-2011-2012, per la mancata deduzione analitica dell'IRAP relativa alle spese per il personale dipendente e assimilato, ai sensi dell'art. 2, comma 1-quater, Decreto legge n. 201/2011.

I dettagli delle imposte sul reddito dell'esercizio e la riconciliazione delle imposte teoriche con le imposte effettive sono dettagliati nel seguente prospetto:

Imposte sul reddito dell'esercizio	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Risultato ante imposte	(48.876.158)	(2.619.994)
Aliquota teorica (IRES e IRAP)	29,57%	29,57%
Imposte teoriche	14.452.680	774.732
Costi non deducibili	(12.341)	(30.624)
Plusvalenze e dividendi non imponibili	1.830.309	1.146.923
IRAP non deducibile	191.900	(145.934)
Svalutazioni partecipazioni non deducibili	(15.471.438)	(1.005.881)
Effetto consolidato fiscale mondiale	188.363	(52.080)
Altre variazioni	152.008	531.047
Imposte sul reddito dell'esercizio	1.331.481	1.218.183
Imposte correnti	710.982	1.211.963
Imposte anticipate	620.499	6.220
Imposte sul reddito dell'esercizio	1.331.481	1.218.183
Aliquota effettiva d'imposta	2,72%	46,50%

La società capogruppo Gas Plus S.p.A. e le sue controllate GP Infrastrutture S.r.l., Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., Gas Plus Storage S.r.l., Gas Plus Energia S.r.l., GP Infrastrutture Trasporto S.r.l, Società Padana Energia S.r.l., Gas Plus International Holding S.r.l. e a partire dall'esercizio 2020 Rete Gas Fidenza S.r.l. hanno congiuntamente esercitato l'opzione per la tassazione di gruppo ai sensi degli artt. 117 e seguenti del T.U.I.R.. Gli obblighi e gli adempimenti inerenti ai versamenti dell'Ires di competenza delle suddette società sono pertanto assolti direttamente dalla capogruppo, pur rimanendo ogni società responsabile della propria dichiarazione fiscale.

Si segnala che la società capogruppo Gas Plus S.p.A., in data 29 gennaio 2019, ha presentato un'istanza di interpello, ai sensi del combinato disposto dell'art. 11 della L. 212/00, e dell'art. 132, comma 3, del D.P.R. n. 917/86 per la comunicazione di variazione dei dati per il triennio 2018-2020. Il Gruppo ha, quindi, tacitamente rinnovato per il triennio 2018-2020 il regime di consolidato fiscale mondiale ed incluso nella determinazione della propria base imponibile anche i redditi conseguiti nell'esercizio 2018 dalle proprie controllate non residenti che possiedono i requisiti per la relativa inclusione nell'area di consolidamento (Gas Plus International B.V., Gas Plus Netherlands B.V. e Gas Plus Dacia S.r.l.). In data 24 aprile 2019, la DRE Lombardia ha comunicato il parere favorevole circa la permanenza dei requisiti e delle condizioni per il valido esercizio dell'opzione per il consolidato mondiale.

Gli effetti fiscali dell'adesione al consolidato mondiale sono stati riflessi nel bilancio 2020 per un minor carico fiscale di Euro 188.363 (contro un maggior carico fiscale complessivo di Euro 52.080 nel bilancio 2019).

La voce crediti per imposte sul reddito pari a Euro 808.954 (debito per Euro 869.767 al 31 dicembre 2019) include solo il credito Ires spettante alla Società, quale società capogruppo del regime di consolidato fiscale nazionale e mondiale sopra descritto.

9. Crediti commerciali

I crediti commerciali, pari al 31 dicembre 2020 ad Euro 2.605, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Crediti commerciali:	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Crediti per servizi	2.605	11.615
Totale crediti	2.605	11.615
Fondo svalutazione	-	-
Crediti commerciali netti	2.605	11.615

I crediti per servizi derivano da prestazioni svolte nelle aree amministrazione, sistemi informativi, acquisti e risorse umane.

Al 31 dicembre 2020 non ci sono crediti commerciali scaduti da più di 60 giorni (al 31 dicembre 2019 ammontavano ad Euro 33).

10. Crediti verso controllante

I crediti verso controllante, pari ad Euro 381 al 31 dicembre 2020 (Euro 79.610 al 31 dicembre 2019), sono dovuti esclusivamente ai crediti commerciali per servizi che derivano da prestazioni svolte nelle aree tesoreria e segreteria di direzione.

Al 31 dicembre 2019, la voce includeva il credito per il rimborso IRES richiesto per Euro 78.085, nell'ambito del consolidato fiscale, dalla società consolidante Us. Fin. S.r.l. per gli anni 2006-2007- 2008, per la mancata deduzione analitica dell'IRAP relativa alle spese per il personale dipendente ed assimilato, ai sensi dell'art. 2, comma 1-quater, Decreto legge n. 201/2011. Tale importo è stato

versato a Gas Plus S.p.A. dalla società controllante Us.Fin. S.r.l. nel mese di gennaio 2020, dopo aver ottenuto nel mese di dicembre 2019 il relativo rimborso dall'Agenzia delle Entrate.

11. Crediti verso controllate

I crediti verso controllate al 31 dicembre 2020 sono pari ad Euro 6.177.943 e sono interamente classificati tra le attività correnti. I crediti verso controllate sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Crediti verso controllate	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Crediti finanziari	1.493.221	601.642
Crediti per consolidato fiscale	2.505.833	2.938.046
Crediti per regime IVA di Gruppo	667.739	676.585
Crediti per fair value su derivati	970.813	354.411
Crediti commerciali	540.337	1.155.763
Totale crediti verso controllate	6.177.943	5.726.447

I crediti finanziari derivano dal saldo al 31 dicembre 2020 delle operazioni di cash pooling tra Gas Plus S.p.A. e le proprie controllate. Tali operazioni che consentono una gestione centralizzata della tesoreria a livello di gruppo, sono regolate sulla base di tassi in linea con le normali condizioni di mercato.

I crediti per consolidato fiscale derivano dal trasferimento alla Società del debito IRES risultante dai bilanci al 31 dicembre 2020 delle società controllate che aderiscono all'opzione per la tassazione di gruppo ai sensi degli artt. 117 e seguenti del T.U.I.R.. Per maggiori informazioni, si rimanda alla Nota n. 8, Imposte sul reddito.

Nel corso del mese di febbraio 2017, la Società ha presentato il Modello IVA 2018, mediante il quale ha esercitato l'opzione per l'adesione al regime IVA di Gruppo, insieme alle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., GP Infrastrutture S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.. Nel mese di giugno 2020, Gas Plus S.p.A., tramite la presentazione del Modello IVA 2020, ha esteso, a partire dal 1° gennaio 2020, l'adesione al regime IVA di Gruppo alla società controllata Rete Gas Fidenza S.r.l. (Rete Gas Fidenza S.r.l. è controllata al 100% da GP Infrastrutture S.r.l.). I crediti per regime IVA di Gruppo includono, quindi, il debito IVA trasferito dalle società controllate nell'ultimo trimestre dell'esercizio 2020.

I crediti per fair value su derivati includono il fair value al 31 dicembre 2020 dei contratti derivati infragruppo. In relazione alla strategia di copertura dell'esposizione ai rischi di fluttuazione dei prezzi di vendita/acquisto delle commodity delle società controllate (Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Vendite S.r.l.) la Società ha stipulato nel corso dell'anno 2020, contratti derivati di copertura con gli istituti di credito. I derivati infragruppo hanno l'obiettivo di trasferire gli effetti economici dei derivati stipulati con gli istituti di credito alle società controllate. Tale trasferimento è stato effettuato sulla base dei contratti sottoscritti con le società controllate a condizioni di mercato.

I crediti commerciali verso controllate derivano da prestazioni di servizi nelle aree amministrazione e tesoreria, societario e legale, sistemi informativi, acquisti e risorse umane.

12. Altri crediti

Gli altri crediti, pari ad Euro 528.793 al 31 dicembre 2020, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Altri crediti	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
IVA	362.856	447.335
Acconti a fornitori	6.252	-
Anticipi a dipendenti	1.314	-
Credito d'imposta per sanificazione ed acquisto DPI	5.770	-
Imposta sostitutiva TFR	134	313
Credito Inail	80	1.997
Ratei e risconti	152.387	190.301
Totale altri crediti	528.793	639.946

Come già segnalato nella precedente nota n. 11, Crediti verso controllate, a partire dall'esercizio 2015, nella posizione IVA della Società confluiscono i crediti/debiti IVA anche delle società controllate che hanno aderito al regime IVA di Gruppo.

13. Attività finanziarie

Le attività finanziarie, pari a Euro 228.544 al 31 dicembre 2020 (Euro 1.831.278 al 31 dicembre 2019) includono solo il fair value di contratti derivati su commodity.

Negli esercizi 2020 e 2019, non sono stati effettuati acquisti e cessioni di partecipazioni in società quotate.

14. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti, pari a Euro 904.611 al 31 dicembre 2020, sono dettagliate nella tabella seguente:

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Cassa	2.702	3.199
Conti correnti bancari	901.909	3.102.231
Totale	904.611	3.105.430

Si segnala che non esistono vincoli sulle disponibilità liquide.

Per un'analisi delle movimentazioni delle disponibilità liquide e dei mezzi equivalenti si rimanda al prospetto di rendiconto finanziario.

15. Patrimonio netto

Nelle seguenti note viene riportata una breve descrizione della natura e della composizione delle principali voci del patrimonio netto. Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2020 e al 31 dicembre 2019 per una descrizione puntuale della movimentazione delle singole riserve del patrimonio netto.

Capitale Sociale

Nel corso degli esercizi 2020 e 2019, il numero di azioni ed il valore del capitale sociale non hanno subito variazioni rispetto all'esercizio precedente.

Si segnala che, in data 20 dicembre 2010, l'Assemblea Straordinaria degli Azionisti della Società ha deliberato l'eliminazione del valore nominale delle azioni con la relativa modifica all'art. 5 dello Statuto Sociale.

Il numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione nell'esercizio 2020 e 2019 è pari a 44.909.620.

Il numero medio ponderato delle azioni potenziali in circolazione nell'esercizio 2020 e 2019, al netto delle azioni proprie in portafoglio pari a 1.336.677 (in entrambi i periodi in esame) ed in assenza di ulteriori effetti diluitivi, è pari a 43.572.943.

Riserve

Le riserve sono costituite dalle seguenti componenti:

• La Riserva legale, la Riserva sovraprezzo azioni e la Riserva Versamenti c/capitale che non presentano variazioni rispetto all'importo iscritto al 31 dicembre 2019.
• Azioni proprie, che non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2019. Al 31 dicembre 2020, la società detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di Euro 9.599.592.

Le azioni proprie sono a disposizione del Consiglio di Amministrazione che ne può disporre senza limiti di tempo o alienandole o quale corrispettivo di eventuali operazioni connesse alla gestione corrente o ad investimenti strategici o ancora a fronte dell'esercizio di opzioni assegnate o da assegnare ai destinatari dei Piani di Incentivazione Azionaria.

• La riserva di cash flow hedge che accoglie le variazioni di fair value degli interest rate swap stipulati dalla società, contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle variazioni di imposte differite.
• La riserva per differenze attuariali TFR, che, come previsto dal principio IAS 19, Benefici ai dipendenti, include tutti gli utili e le perdite attuariali che emergono dal ricalcolo attuariale del valore attuale del fondo di trattamento di fine rapporto.
• Le altre riserve e gli utili indivisi che includono gli effetti della conversione agli IFRS.

Dividendi

Nel corso dell'anno 2020 la Società non ha erogato nessun dividendo. Altre componenti del conto economico complessivo

Nell'esercizio 2020, le altre componenti del conto economico complessivo transitate direttamente a patrimonio netto includono:

• la variazione di fair value degli interest rate swap di copertura in regime di hedge accounting, al netto delle relative imposte anticipate, per una variazione negativa di Euro 45.969 (nell'esercizio 2019 la variazione negativa era di Euro 84.808);
• la riserva per differenze attuariali TFR per una variazione positiva di complessivi Euro 1.315, al netto delle imposte anticipate (nell'esercizio 2019 la variazione era negativa di Euro 24.472).

Si forniscono infine le informazioni richieste dall'art. 2427, n. 7-bis, del Codice Civile relativamente all'origine e alla possibilità di utilizzazione e di distribuibilità delle riserve:

		Possibilità	Quota	Utilizzazioni effettuate nei
Natura/descrizione	Importo	di	disponibile		tre esercizi precedenti
		utilizzazione		Per copertura	Per altre
				perdite	ragioni
Capitale	23.353.002
Riserve di capitale:
- Riserva da sovraprezzo azioni	85.605.531	A-B-C	85.605.531
- Versamenti in conto capitale	7.041.890	A-B-C	7.041.890
Riserve di utili:
- Riserva legale	4.670.600	A-B	4.670.600
Utili portati a nuovo	90.057.836	A-B-C	90.057.836		-
Utili portati a nuovo (riserva per avanzo di scissione)	1.024.949	A-B-C	1.024.949
Totale	211.753.808		188.400.806
Quota non distribuibile			4.670.600
Residua quota distribuibile			183.730.206

Legenda:

A disponibile per aumento di capitale B disponibile per copertura perdite

C distribuibile ai soci

16. Finanziamenti a medio/lungo e a breve termine

Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari della Società, con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:

Tipologia	Tasso interesse effettivo %	Scadenza	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
A breve
Scoperti bancari			98	-
Finanziamento Banco BPM	Euribor 1/3 m + spread		20.000.000	15.000.000
Finanziamento Term ISP-BPM	Euribor 3/6 m + spread		10.782.541	7.734.863
Fair value derivati commodities swap			970.813	354.411
Fair value derivato interest rate swap			65.180	71.322
Totale a breve termine			31.818.632	23.160.596
A medio/lungo
Finanziamento Term ISP-BPM	Euribor 3/6 m + spread	come da piano di rimborso come da piano	31.700.687	42.484.940
Finanziamento Capex ISP-BPM	Euribor 3/6 m + spread	di rimborso	16.478.740	5.078.052
Fair value derivato interest rate swap			106.896	40.268
Totale a medio/lungo termine			48.286.323	47.603.260
Totale debiti finanziari			80.104.955	70.763.856

Al 31 dicembre 2020 Gas Plus S.p.A. ha in essere debiti finanziari a breve termine per Euro 31.818.632 e debiti finanziari a medio lungo termine per Euro 48.286.323.

Si descrivono qui di seguito le principali caratteristiche dei finanziamenti bancari della Società:

Scoperti c/c bancario

Gli scoperti di c/c bancario, pari a Euro 98, comprendono le commissioni bancarie di tenuta conto di fine trimestre, addebitate sul conto corrente nei primi giorni del mese successivo.

Finanziamento Revolving Banco BPM

In data 14 giugno 2018, Gas Plus S.p.A. e le società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., GP Infrastrutture S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. (unitamente alla società controllata Idrocarburi Italiana S.r.l., fusa per incorporazione in Società Padana Energia S.r.l. nel mese di dicembre 2020) hanno stipulato con Banco BPM un contratto di finanziamento di tipo revolving a medio-lungo termine per un importo complessivo di Euro 15 milioni, da utilizzarsi esclusivamente per cassa, e con scadenza il 14 giugno 2021. In data 29 ottobre 2020, Gas Plus S.p.A. e le società del Gruppo Gas Plus beneficiarie sopra indicate hanno ottenuto l'incremento della linea di finanziamento di ulteriori Euro 5 milioni, da utilizzarsi esclusivamente per cassa e da rimborsare per Euro 2,5 milioni entro il 14 marzo 2021 e per Euro 2,5 milioni entro il 14 giugno 2021. Gas Plus S.p.A. si è impegnata a garantire le obbligazioni assunte dalle altre società beneficiarie del finanziamento.

Alla data del 31 dicembre 2020, tale finanziamento risulta interamente utilizzato per Euro 20 milioni.

Nel rispetto dei termini contrattuali, si segnala che Gas Plus S.p.A. nel mese di febbraio 2021 ha rimborsato l'importo di Euro 2,5 milioni.

Il contratto di finanziamento prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 1/3m su base 360 giorni) e il margine previsto contrattualmente. Inoltre, il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo. L'importo della commissione di mancato utilizzo al 31 dicembre 2020 è stato nullo (come nell'esercizio precedente), poiché la linea è stata interamente utilizzata per l'intero esercizio.

Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi annualmente, a partire dal bilancio chiuso al 31 dicembre 2018 sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS. Tali parametri risultano attualmente essere:

• Indebitamento finanziario netto/EBITDA;
• Indebitamento finanziario netto/patrimonio netto.

Gas Plus S.p.A. deve comunicare annualmente il rispetto di tali parametri, contestualmente alla consegna del bilancio consolidato. Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, sempre che tali parametri non siano nel frattempo stati ripristinati secondo i termini contrattuali, la banca finanziatrice ha la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo della stessa banca nel rendere disponibile ogni ulteriore utilizzo a valere sul Finanziamento Revolving. Si segnala che al 31 dicembre 2020 tali parametri risultano rispettati.

Il contratto di finanziamento prevede inoltre alcuni impegni e limitazioni per la Società e le società controllate beneficiarie della linea, tra cui il rimborso anticipato obbligatorio dell'intero finanziamento, inter alia, nel caso di cambio di controllo di Gas Plus.

Al mancato rispetto di tali impegni e limitazioni, la banca finanziatrice ha la possibilità di recedere o risolvere il contratto, salvo sanatoria entro i termini contrattuali.

Finanziamento ISP-Banco BPM

In data 6 agosto 2019, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Banca IMI (ora Intesa Sanpaolo – dopo il perfezionamento in data 20 luglio 2020 della fusione per incorporazione di Banca Imi S.p.A.) e Banco BPM un contratto di finanziamento a medio-lungo termine, utilizzabile per cassa, per un importo complessivo di 107 milioni di Euro, che prevede:

a) Linea a medio lungo termine dell'importo di Euro 52 milioni In data 11 settembre 2019, tale linea è stata integralmente erogata. Nell'esercizio 2020, Gas Plus S.p.A. ha rimborsato le rate per 8 milioni di euro, rispettando le relative scadenze contrattuali. Il

piano concordato residuo di ammortamento è il seguente: Scadenza Importo da rimborsare (in Euro) 30 giugno 2021 5.500.000 31 dicembre 2021 5.500.000 30 giugno 2022 5.000.000 31 dicembre 2022 5.000.000 30 giugno 2023 5.500.000 31 dicembre 2023 5.500.000 30 giugno 2024 5.500.000 31 dicembre 2024 5.500.000 Totale 43.000.000

b) Linea a medio lungo termine "Capex" dell'importo di Euro 55 milioni

La linea a medio lungo termine "Capex" è utilizzabile per cassa fino al 31 dicembre 2022. Nell'anno 2020, Gas Plus S.p.A. ha utilizzato tale linea per l'importo complessivo di Euro 11,4 milioni, giungendo complessivamente ad un debito di Euro 17,4 milioni. Il piano concordato di ammortamento per l'importo utilizzato è il seguente:

Scadenza	Importo da rimborsare (in Euro)
30 giugno 2023	1.582.080
31 dicembre 2023	1.582.080
30 giugno 2024	2.372.725
31 dicembre 2024	11.863.115
Totale	17.400.000

Gas Plus S.p.A. ha utilizzato tale linea di credito per finanziare il Progetto "Midia" in Romania nel limite di 10 milioni di Euro.

Il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo, pari allo 0,50% per il primo anno dalla data di sottoscrizione ed al 25% del margine previsto per gli anni successivi, calcolato sull'importo disponibile della linea di credito. L'importo della commissione di mancato utilizzo complessivamente addebitato nel corso del 2020 è pari a Euro 274.045 (Euro 67.903 nell'esercizio precedente) ed è incluso negli oneri finanziari.

Il contratto di finanziamento per le linee di cui sopra prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 3/6m su base 360 giorni) ed un margine variabile, in funzione della variazione del parametro denominato Leverage Ratio (Indebitamento finanziario netto / EBITDA).

Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS. Tali parametri risultano essere:

• il Leverage Ratio (Indebitamento finanziario netto/EBITDA);
• il Rapporto DSCR (Debt Service Cover Ratio vale a dire il rapporto tra il flusso di cassa a servizio del debito ed il servizio del debito).

Gas Plus S.p.A.

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

Al mancato rispetto di uno solo di tali parametri, le banche finanziatrici hanno la possibilità di recedere dal contratto, facendo venir meno l'obbligo delle stesse banche nel rendere disponibile, a partire dalla data del recesso, ogni ulteriore utilizzo a valere sulle linee di credito concesse.

In data 31 luglio 2020, Gas Plus S.p.A. ha ottenuto dalle proprie banche finanziatrici una modifica degli attuali contratti di finanziamento che ha previsto di non rilevare i parametri finanziari (financial covenants) per l'anno 2020 e di aumentare il relativo livello nel successivo.

Il contratto di finanziamento prevede alcuni impegni e limitazioni per il prenditore. Al mancato rispetto di tali impegni e limitazioni, le banche finanziatrici hanno la possibilità di recedere o risolvere il contratto, salvo sanatoria da parte del Gruppo Gas Plus nei casi consentiti.

Indebitamento finanziario netto

Secondo quanto previsto dalla Comunicazione Consob n. 6064293 del 28 luglio 2006 di seguito si evidenzia la composizione dell'indebitamento finanziario netto della Società al 31 dicembre 2020 e 2019. Si evidenziano separatamente i crediti e i debiti correnti verso società correlate che includono i rapporti di cash pooling ed i rapporti derivanti dai contratti derivati infragruppo e dai contratti di affitto in essere.

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
A. Cassa	2.702	3.199
B. Altre disponibilità liquide:
Conti correnti bancari	901.909	3.102.231
B. Totale altre disponibilità liquide	901.909	3.102.231
C. Titoli detenuti per la negoziazione	-	-
D. Liquidità (A)+(B)+(C)	904.611	3.105.430
E. Crediti finanziari correnti da parti correlate	2.464.0.34	956.053
F. Altri crediti correnti	228.544	1.831.278
G. Debiti bancari correnti	20.000.098	15.000.000
H. Parte corrente dell'indebitamento non corrente	10.782.541	7.734.863
I. Debiti finanziari correnti verso parti correlate	57.314.143	67.157.986
J. Altri debiti correnti	1.071.868	431.313
K. Indebitamento finanziario corrente (G)+(H)+(I)+(J)	89.168.850	90.324.162
L. Indebitamento finanziario netto corrente (K)–(D)-(E)-(F)	85.571.416	84.431.401
M. Debiti bancari non correnti	48.179.427	47.562.992
N. Obbligazioni emesse	-	-
O. Debiti finanziari non correnti verso parti correlate	953.055	1.160.244
P. Altri debiti non correnti	168.182	45.075
Q. Indebitamento finanziario non corrente (M)+(N)+(O)+(P)	49.300.664	48.768.311
R. Indebitamento finanziario netto (L) + (Q)	134.872.125	133.199.712

Ai sensi dello IAS 7 – Rendiconto finanziario si riporta nella seguente tabella la riconciliazione tra il saldo iniziale ed il saldo finale dell'indebitamento finanziario netto.

			Flussi non monetari
	31 dicembre 2019	Flussi monetari	Variazione fair value	Altre variazioni	31 dicembre 2020
Debiti finanziari correnti	23.160.596	(2.999.902)	610.260	11.047.678	31.818.632
Debiti finanziari per lease correnti	5.580	-	-	30.295	35.875
Debiti finanziari per lease correnti verso parti correlate	147.761	-	-	29.428	177.189
Debiti finanziari correnti verso parti correlate	67.010.225	(8.270.537)	(1.602.734)	-	57.136.954
Crediti finanziari correnti verso parti correlate	(956.053)	(891.579)	(616.402)	-	(2.464.034)
Debiti finanziari non correnti	47.603.260	11.400.000	66.628	(10.783.565)	48.286.323
Debiti finanziari per lease non correnti	4.807	-	-	56.480	61.287
Debiti finanziari per lease non correnti verso parti correlate	1.160.244	-	-	(207.190)	953.054
Attività finanziarie correnti	(1.831.278)	-	1.602.734		(228.544)
Passività nette derivanti da attività di
finanziamento	136.305.142	(762.018)	60.486	173.126	135.776.736
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(3.105.430)	2.200.819	-	-	(904.611)
Indebitamento finanziario netto	133.199.712	1.438.801	60.486	173.126	134.872.125

17. Debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine

Nella seguente tabella sono riportate le movimentazioni dei debiti finanziari per lease a breve e a medio/lungo termine:

	Totale debiti per lease	Debiti per lease correnti	Debiti per lease non correnti
Saldo iniziale al 1° gennaio 2019	333.284	216.885	116.400
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	1.196.881
Decrementi	(204.084)
Oneri finanziari	(7.689)
Saldo finale al 31 dicembre 2019	1.318.392	153.341	1.165.051
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	97.734
Decrementi	(178.332)
Oneri finanziari	(10.389)
Saldo finale al 31 dicembre 2020	1.227.405	213.064	1.014.341

In applicazione del principio IFRS 16 Lease, al 31 dicembre 2020, Gas Plus S.p.A. ha in essere debiti finanziari per lease a breve termine per 213.064 Euro (per 153.341 Euro al 31 dicembre 2019), di cui per 147.761 Euro verso parti correlate (per 177.189 Euro al 31 dicembre 2019) e debiti finanziari per lease a medio lungo termine per 1.014.341 Euro (per 1.165.051 Euro al 31 dicembre 2019), di cui per 953.055 Euro verso parti correlate (per 1.160.244 Euro al 31 dicembre 2019). Tali debiti si riferiscono:

• al contratto di affitto avente ad oggetto il complesso immobiliare destinato alla sede legale della Società;
• al contratto triennale per l'utilizzo in cloud della licenza del software utilizzato per la redazione del bilancio consolidato e per la gestione dei contratti di noleggio ai sensi il principio contabile internazionale IFRS 16 Lease;
• i canoni di noleggio di alcune stampanti multifunzione e di un'autovettura aziendale.

18. Trattamento di fine rapporto, quiescenza e obblighi simili

I piani per benefici definiti a favore di dipendenti di Gas Plus S.p.A. riguardano il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato disciplinato dalla legislazione italiana all'articolo 2120 del codice civile. L'indennità, erogata sotto forma di capitale, è pari alla somma di quote di accantonamento calcolate sulle voci retributive corrisposte in dipendenza del rapporto di lavoro e rivalutate sino al momento della cessazione dello stesso.

L'indennità di fine rapporto della Società al 31 dicembre 2020 ammonta a Euro 1.160.262 (al 31 dicembre 2019 Euro 1.139.154) e riflette la valutazione del debito verso il personale secondo criteri attuariali ai sensi dello IAS 19. In particolare, per quanto riguarda lo scenario economico-finanziario i parametri tendenziali utilizzati per la valutazione al 31 dicembre 2020 sono i seguenti:

-	Tasso di attualizzazione	0,34%
-	Tasso annuo di inflazione	0,80%
-	Tasso annuo di incremento TFR	2,10%
-	Incremento annuo retribuzioni	3,00%
-	Tasso annuo di rotazione del personale	3,00%
-	Tasso annuo di anticipazioni	2,00%

Riportiamo nella seguente tabella la movimentazione intervenuta nel fondo trattamento di fine rapporto dipendenti relativa all'esercizio 2020 e 2019:

Fondo trattamento di fine rapporto	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Saldo iniziale	1.139.154	1.162.896
Benefici pagati	(66.623)	(149.863)
Trasferimenti	-	(1.778)
Subtotale delle variazioni di stato patrimoniale	(66.623)	(151.641)
Costo del servizio	72.455	78.632
Interessi netti	17.005	17.067
Subtotale incluso nel conto economico	89.460	95.699
Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziare	15.508	63.418
Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni demografiche	-	-
Aggiustamenti sulla base dell'esperienza	(17.238)	(31.218)
Subtotale incluso nel conto economico complessivo	(1.730)	32.200
Saldo finale	1.160.261	1.139.154

Qui di seguito è riportata l'analisi di sensitività ricalcolata sull'obbligazione netta del piano a benefici definiti al 31 dicembre 2020, considerando i più significativi cambiamenti nelle assunzioni chiave.

		Impatto sul P.N.			Impatto sul P.N.
Assunzione	+0,25%	(0,25%)	Assunzione	+0,25%	(0,25%)
Tasso di inflazione	19.442	(18.914)	Tasso di attualizzazione	(26.398)	27.508

Qui di seguito si riportano le contribuzioni attese da effettuare negli anni futuri a fronte dell'obbligazione del piano a benefici definiti:

Periodo	Importo
Entro i prossimi 12 mesi	84.687
Entro 2 anni	55.354
Entro 3 anni	56.688
Entro 4 anni	61.917
Entro 5 anni	356.071

La durata media dell'obbligazione del piano a benefici definiti alla fine dell'esercizio 2020 è di 14,8 anni.

In tale voce, inoltre, è incluso per Euro 15.437 (per Euro 13.850 al 31 dicembre 2019) l'accantonamento del contributo "ex Fondo Gas" per i dipendenti ancora compresi nella forza lavoro a seguito della soppressione del fondo stesso con decorrenza 1° dicembre 2015. La Società dovrà accantonare mensilmente tale importo fino al 1° novembre 2035, salvo erogarlo per intero al dipendente (o al relativo Fondo di Categoria), al momento della cessazione del suo rapporto di lavoro (Legge 125/2015 di conversione del D.L. 78/2015).

19. Debiti commerciali

Nella seguente tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 31 dicembre 2020 ed il loro confronto con l'esercizio precedente:

Debiti commerciali	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Fornitori Italia	673.598	585.677
Fornitori estero	4.280	21.992
Totale debiti commerciali	677.878	607.669

Il profilo finanziario della società permette la liquidazione dei debiti commerciali attraverso il capitale circolante netto. I debiti hanno un tempo medio di pagamento di 60 – 90 giorni.

20. Debiti verso controllate

La seguente tabella riporta il dettaglio dei debiti verso controllate al 31 dicembre 2020 ed il suo confronto con l'esercizio precedente.

Debiti verso controllate	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Debiti finanziari	56.908.410	65.178.947
Debiti per consolidato fiscale	1.978.536	1.047.866
Debiti per regime IVA di Gruppo	1.036.954	1.175.927
Debiti per fair value su derivati	228.544	1.831.278
Debiti commerciali	57.477	37.774
Totale debiti verso controllate	60.209.921	69.271.792

Gas Plus S.p.A.

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

I debiti finanziari derivano dal saldo al 31 dicembre 2020 delle operazioni di cash pooling tra Gas Plus S.p.A. e le altre società del gruppo. Tali operazioni che consentono una gestione centralizzata ed una ottimizzazione della tesoreria a livello di gruppo sono regolate sulla base di tassi in linea con le normali condizioni di mercato.

I debiti per consolidato fiscale si riferiscono al trasferimento alla società del debito IRES risultante dai bilanci al 31 dicembre 2020 delle società controllate che aderiscono all'opzione per la tassazione di gruppo ai sensi degli artt. 117 e seguenti del T.U.I.R.. Per maggiori informazioni, si rimanda alla nota n. 8, Imposte sul reddito.

Nel corso del mese di febbraio 2017, la Società ha presentato il Modello IVA 2018, mediante il quale ha esercitato l'opzione per l'adesione al regime IVA di Gruppo, insieme alle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Gas Plus Vendite S.r.l., GP Infrastrutture S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l.. Nel mese di giugno 2020, Gas Plus S.p.A., tramite la presentazione del Modello IVA 2020, ha esteso, a partire dal 1° gennaio 2020, l'adesione al regime IVA di Gruppo alla società controllata Rete Gas Fidenza S.r.l. (Rete Gas Fidenza S.r.l. è controllata al 100% da GP Infrastrutture S.r.l.). I debiti per regime IVA di Gruppo includono, quindi, il credito IVA trasferito dalle società controllate nell'ultimo trimestre dell'esercizio 2020.

I debiti per fair value su derivati includono il fair value al 31 dicembre 2020 dei contratti derivati infragruppo. In relazione alla strategia di copertura dell'esposizione al rischio di fluttuazione dei prezzi di vendita/acquisto delle commodity delle società controllate (Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Vendite S.r.l.) la Società ha stipulato, nel corso dell'anno 2020, contratti derivati di copertura con gli istituti di credito. I derivati infragruppo hanno l'obiettivo di trasferire gli effetti economici dei derivati stipulati con gli istituti di credito alle società controllate. Tale trasferimento è stato effettuato sulla base dei contratti sottoscritti con le società controllate a condizioni di mercato.

I debiti commerciali derivano da prestazioni di servizi che sono fornite per consentire a sua volta alla società Capogruppo l'erogazione dei servizi centrali.

Per il dettaglio della voce si rimanda alla nota n. 28, Rapporti con parti correlate.

21. Altri debiti

La seguente tabella riporta il dettaglio degli altri debiti al 31 dicembre 2020 ed il suo confronto con l'esercizio precedente:

Altri debiti	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Debiti verso il personale	607.661	604.735
Debiti verso istituti di previdenza	342.013	348.536
Ritenute	146.160	150.642
Amministratori e sindaci	120.050	120.050
Altri	9.670	13.941
Totale altri debiti	1.225.554	1.237.904

22. Ricavi

I ricavi per tipologia sono indicati nella seguente tabella:

Ricavi	2020	2019
Prestazioni di servizi a:
- società controllante	1.250	1.250
- società controllate	3.838.266	4.192.307
- società correlate	4.250	4.250
- terzi	-	27
Totale ricavi	3.843.766	4.197.834
Rimborsi vari	-	2.767
Plusvalenza su alienazioni di imm. materiali	-	3.734
Sopravvenienze attive	10.893	32.395
Contributo per sanificazione ed acquisto DPI	7.015	-
Totale altri ricavi e proventi	17.908	38.896
Totale ricavi	3.861.674	4.236.730

I ricavi derivano da prestazioni di servizi erogati nei confronti di società controllate e correlate nelle aree amministrazione e tesoreria, societario e legale, sistemi informativi, acquisti e risorse umane.

23. Costi per materie prime, materiali di consumo e servizi

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi all'esercizio al 31 dicembre 2020 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Costi per materie prime e materiali di consumo	2020	2019
Costi per materie prime e materiali di consumo
Materie prime e di consumo
Cancelleria	(5.393)	(6.946)
Carburanti	(7.483)	(15.731)
Materiale informatico	(2.769)	(1.693)
Dispositivi e materiali per protezione individuale	(3.986)	-
Altri acquisti	(4.730)	(1.457)
Totale costi per materie prime e materiali di consumo	(24.361)	(25.827)
Costi per servizi ed altri
Servizi e altri
Amministratori, sindaci e altri organi societari	(308.068)	(308.508)
Spese e consulenze professionali	(1.442.127)	(1.048.581)
Assicurazioni	(42.203)	(42.877)
Manutenzioni	(274.070)	(274.866)
Utenze passive	(153.756)	(156.307)
Spese e commissioni bancarie	(6.608)	(5.888)
Altri affitti e locazioni	(39.010)	(60.750)
Servizi di sanificazione ambientale	(20.808)	-
Altri servizi	(234.247)	(210.668)
Oneri diversi di gestione	(307.051)	(350.893)
Totale costi per servizi ed altri	(2.827.948)	(2.459.338)
Totale costi operativi	(2.852.309)	(2.485.165)

24. Costi per il personale

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi per il personale relativi all'esercizio al 31 dicembre 2020 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Costo del personale	2020	2019
Personale
Salari e stipendi	(2.263.870)	(2.832.221)
Oneri sociali	(623.785)	(764.550)
TFR, trattamento di quiescenza ed obblighi simili	(169.184)	(178.596)
Totale costo del personale	(3.056.839)	(3.775.367)

Nel corso dell'esercizio 2020, si è registrata una sensibile riduzione dei costi del personale per complessivi Euro 718.528, a fronte di una riduzione dell'organico. Nell'esercizio precedente, inoltre, la voce recepiva gli oneri per il premio straordinario erogato ad alcuni dipendenti facente parte della politica di remunerazione in atto nel suddetto anno.

Il numero medio dei dipendenti dell'esercizio 2020 e 2019 della Società è dettagliato nella tabella che segue:

Numero medio dipendenti	2020	2019
dirigenti	3	3
quadri / impiegati	33	37
Totale	36	40

25. Oneri e proventi diversi

Gli oneri e proventi diversi, al 31 dicembre 2020, risultano avere un saldo negativo pari a Euro 44.293.279 (nel 2019 saldo positivo per Euro 839.190), come dettagliato nella seguente tabella:

(Oneri) e proventi diversi	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Dividendi da partecipazioni iscritte nell'attivo non
corrente:
GP Infrastrutture S.r.l.	5.000.000	4.000.000
Gas Plus Vendite S.r.l.	3.000.000	1.000.000
Gas Plus Energia S.r.l.	27.670	30.363
Totale proventi diversi	8.027.670	5.030.363
Svalutazione di partecipazioni iscritte nell'attivo
non corrente:
Gas Plus Italiana S.r.l.	(52.000.000)	(4.000.000)
Gas Plus Storage S.r.l.	(141.560)	(191.173)
Gas Plus Netherlands B.V.	(179.839)	-
Totale oneri diversi	(52.321.399)	(4.191.173)
Totale (oneri) e proventi diversi	(44.293.729)	839.190

I proventi diversi includono i dividendi ricevuti da partecipazioni iscritte nell'attivo non corrente per complessivi Euro 8.027.670 (Euro 5.030.363 nel 2019).

Gli oneri diversi pari a Euro 52.321.399 al 31 dicembre 2020 (Euro 4.191.173 nel 2019) sono dovuti alla svalutazione della partecipazione nella controllata Gas Plus Italiana S.r.l. per Euro 52.000.000 per riflettere la perdita emersa dalla verifica del valore recuperabile della partecipazione (test di impairment), nella controllata Gas Plus Storage S.r.l. per Euro 141.560 a seguito delle perdite conseguite nell'esercizio e nella controllata Gas Plus Netherlands B.V. per Euro 179.839 per riallineare il valore di carico della partecipazione al patrimonio netto della controllata. Per maggior dettaglio si rimanda alla nota n. 7, Partecipazioni in società controllate.

26. Proventi ed oneri finanziari

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio degli oneri e proventi finanziari relativi all'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 ed il relativo confronto con l'esercizio precedente.

Proventi (Oneri) finanziari	2020	2019
Proventi finanziari
Interessi attivi verso imprese controllate per cash pooling	14.228	676.291
Interessi attivi su conti correnti bancari	8	869
Interessi attivi altri crediti d'imposta	15.789	-
Proventi finanziari su derivati su commodity verso imprese
controllate e verso terzi	2.607.413	2.682.820
Totale proventi finanziari	2.637.438	3.359.980
Oneri finanziari
Interessi passivi su finanziamenti a medio/lungo termine	(1.688.548)	(1.056.407)
Interessi passivi su finanziamenti a breve termine	(139.435)	(121.735)
Interessi passivi verso imprese controllate per cash pooling	-	(5.691)
Oneri finanziari per attualizzazione fondi	(17.005)	(17.067)
Commissioni su finanziamenti	(296.707)	(541.486)
Oneri finanziari per lease	(10.389)	(7.689)
Oneri finanziari liquidati su interest rate swap	(76.006)	(31.081)
Oneri finanziari su derivati su commodity verso controllate e verso terzi	(2.607.413)	(2.682.820)
Interessi passivi su debiti tributari	(4.390)	-
Altri oneri finanziari	(3.400)	(3.399)
Totale oneri finanziari	(4.843.293)	(4.467.375)
Utili (perdite) su cambi	305	(1.567)
Proventi (Oneri) finanziari netti	(2.205.550)	(1.108.962)

I proventi ed oneri finanziari includono le variazioni di fair value e i relativi importi liquidati nel periodo relativamente ai derivati stipulati dalla Società a copertura del rischio di oscillazione del prezzo delle commodity delle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Vendite S.r.l.. L'effetto netto di tali strumenti, considerati speculativi ai fini IFRS per la Società capogruppo Gas Plus S.p.A., è nullo nel 2020 e nel 2019, grazie alla stipula di derivati infragruppo, come già segnalato nelle note n. 11, Crediti verso controllate e n. 20, Debiti verso controllate.

27. Impegni e rischi

Impegni per investimenti

Per un maggior dettaglio degli impegni rivenienti dal contratto di Finanziamento stipulato con Intesa San Paolo e Banco BPM e dal contratto di Finanziamento Revolving stipulato con il Banco BPM, si rimanda a quanto già specificato nella nota n. 16, Finanziamenti a medio/lungo e a breve termine.

Al 31 dicembre 2020, la Società non ha sottoscritto ulteriori impegni per investimenti.

Garanzie e fideiussioni

Al 31 dicembre 2020, Gas Plus S.p.A. ha in essere una fideiussione, per conto della società controllata Gas Plus International Holding S.r.l., a garanzia del finanziamento RBL per il progetto "Midia" in Romania, per Euro 5.670.000.

28. Rapporti con parti correlate

La seguente tabella mostra i valori complessivi delle transazioni intercorse nell'esercizio con parti correlate. Si riportano le tabelle di sintesi dei rapporti con le società controllate e correlate:

	31 dicembre 2020	31 dicembre 2019
Crediti verso società correlate
Immobiliare Forlanini S.r.l.	2.593	11.582
Totale crediti verso società correlate	2.593	11.582
Crediti verso società controllate
GP Infrastrutture S.r.l.	2.416.524	1.947.467
Gas Plus Italiana S.r.l.	634.932	244.785
Gas Plus Vendite S.r.l.	813.273	1.336.364
Gas Plus Energia S.r.l.	8.817	14.748
Gas Plus International B.V.	(22.991)	(84.729)
Gas Plus Netherlands B.V.	9.424	9.030
Gas Plus Dacia S.r.l.	25.311	64.815
Gas Plus Storage S.r.l.	562.908	331.691
GP Infrastrutture Trasporto S.r.l.	24.999	21.194
Società Padana Energia S.r.l.	576.287	1.514.256
Idrocarburi Italiana S.r.l.	-	276.645
Gas Plus International Holding S.r.l.	846.651	25.181
Rete Gas Fidenza S.r.l.	281.808	25.000
Totale crediti verso società controllate	6.177.943	5.726.447
Crediti verso società controllante
Us.Fin. S.r.l.	381	79.610
Totale crediti verso società controllante	381	79.610
Debiti verso società correlate
Immobiliare Forlanini S.r.l.	(26.535)	(9.176)
Totale debiti verso società correlate	(26.535)	(9.176)
Debiti finanziari per lease verso società correlate
Immobiliare Forlanini	(1.130.244)	(1.308.005)
Totale debiti finanziari verso società correlate	(1.130.244)	(1.308.005)
Debiti verso società controllate
Gas Plus Energia S.r.l.	(712.673)	(608.192)
Gas Plus Italiana S.r.l.	(27.047.050)	(29.811.712)
GP Infrastrutture S.r.l.	(6.582.598)	(5.866.825)
Gas Plus Storage S.r.l.	(44.639)	(62.943)
Gas Plus Vendite S.r.l.	(10.913.492)	(10.462.767)
GP Infrastrutture Trasporto S.r.l.	(465.475)	(572.932)
Idrocarburi Italiana S.r.l.	-	(154.692)
Società Padana Energia S.r.l.	(13.860.849)	(21.556.344)
Gas Plus International Holding S.r.l.	(12.557)	(175.385)
Rete Gas Fidenza S.r.l.	(570.589)	-
Totale debiti verso società controllate	(60.209.922)	(69.271.792)

Gas Plus S.p.A.
Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020
(Importi in Euro se non diversamente indicato)

Ricavi	2020	2019
Ricavi con società correlate:
Immobiliare Forlanini S.r.l.	4.250	4.250
Totale ricavi con società correlate	4.250	4.250
Ricavi con società controllate:
GP Infrastrutture S.r.l.	766.447	900.790
Gas Plus Italiana S.r.l.	908.211	1.044.707
Gas Plus Vendite S.r.l.	945.160	1.033.573
Gas Plus Energia S.r.l.	28.118	30.288
Gas Plus Storage S.r.l.	83.279	93.992
Società Padana Energia S.r.l.	858.902	837.667
GP Infrastrutture Trasporto S.r.l.	24.489	32.648
Gas Plus International B.V.	57.740	91.674
Gas Plus Netherlands B.V.	7.889	-
Gas Plus Dacia S.r.l.	74.686	64.815
Reggente S.p.A.	7.000	7.000
Idrocarburi Italiana S.r.l.	-	17.967
Gas Plus International Holding S.r.l.	8.421	12.186
Rete Gas Fidenza S.r.l.	67.924	25.000
Totale ricavi con società controllate	3.838.266	4.192.307
Ricavi con società controllate:
Us.Fin S.r.l.	1.250	1.250
Totale ricavi con società controllante	1.250	1.250
Totale ricavi	3.843.766	4.197.807
Proventi diversi con società controllate:
GP Infrastrutture S.r.l.	5.000.000	4.000.000
Gas Plus Vendite S.r.l. Gas Plus Energia S.r.l.	3.000.000 27.670	1.000.000 30.363
Totale proventi diversi con società controllate	8.027.670	5.030.363
Oneri diversi con società controllate:
Gas Plus Italiana S.r.l.	(52.000.000)	(4.000.000)
Gas Plus Storage S.r.l.	(141.560)	(191.173)
Gas Plus Netherlands B.V.	(179.839)	-
Totale oneri diversi con società controllate	(52.321.399)	(4.191.173)
Totale proventi e (oneri) diversi con società controllate	(44.293.729)	839.190
Costi	2020	2019
Costi con società correlate:
Immobiliare Forlanini S.r.l.	(4.997)	(4.539)
Totale costi con società correlate	(4.997)	(4.539)
Costi con società controllate:
Gas Plus Vendite S.r.l.	(16.067)	-
GP Infrastrutture S.r.l.	(20.180)	(20.172)
Gas Plus Italiana S.r.l.	(63.295)	(32.131)
Totale costi con società controllate	(99.542)	(52.303)
Totale costi	(104.539)	(56.842)
Proventi finanziari	2020	2019
Proventi finanziari:
Gas Plus Italiana S.r.l.	594.649	2.596
Gas Plus Energia S.r.l.	-	3
Gas Plus Vendite S.r.l.	28.938	354.478
Gas Plus Storage S.r.l.	10.648	35.030
Idrocarburi Italiana S.r.l.	-	618.125
Società Padana Energia S.r.l.	380.461	127.501
Gas Plus International Holding S.r.l.	3.580	23.134
Totale proventi finanziari con imprese controllate	1.018.276	1.160.867

Oneri finanziari	2020	2019
Oneri finanziari:
GP Infrastrutture S.r.l.	-	(1.175)
Gas Plus Energia S.r.l.	-	(26)
Gas Plus Vendite S.r.l.	(159.720)	(1.220)
Gas Plus Italiana S.r.l.	(813.648)	(1.288.630)
GP Infrastrutture Trasporto S.r.l.	-	(66)
Società Padana Energia S.r.l.	(629.997)	(912.813)
Gas Plus International Holding S.r.l.	-	(5)
Totale oneri finanziari con imprese controllate	(1.603.365)	(2.203.935)

I proventi e gli oneri finanziari verso imprese controllate includono:

• i proventi ed oneri finanziari derivanti dalla gestione centralizzata della tesoreria a livello di gruppo (cash pooling), regolata sulla base di tassi in linea con le normali condizioni di mercato;
• le variazioni positive e negative di fair value, nonché i proventi ed oneri finanziari liquidati sui derivati su commodity infragruppo stipulati nel corso dell'esercizio 2020 e 2019.

Compensi percepiti dai componenti degli organi di amministrazione e di controllo

Gli amministratori della Società hanno percepito nell'esercizio 2020 compensi per 91 migliaia di euro, come nell'esercizio precedente.

Per informativa aggiuntiva relativa ai compensi percepiti e alle partecipazioni detenute dai componenti degli organi di amministrazione e di controllo, dai sindaci, dai direttori generali e dai dirigenti con responsabilità strategica si rinvia a quanto indicato nella relazione sulla remunerazione.

Termini e condizioni delle transazioni delle parti correlate

Le vendite e le altre operazioni con parti correlate sono effettuate al prezzo ed alle condizioni di mercato. I saldi in essere a fine esercizio non sono assistiti da garanzie e non generano interessi, salvo quanto inerente alla gestione in cash pooling. Non vi sono garanzie, prestate o ricevute, in relazione a crediti e debiti con parti correlate.

Rapporti con la controllante Us.Fin. S.r.l.

Come descritto alla nota 15, Patrimonio Netto, nel corso dell'esercizio 2020, Gas Plus S.p.A. non ha erogato nessun dividendo.

29. Eventi successivi alla data di bilancio

Oltre a quanto già menzionato nella presente nota integrativa e nella relazione sulla gestione, non si sono verificati fatti di rilievo dopo la chiusura dell'esercizio.

30. Gestione dei rischi finanziari: obiettivi e criteri

La Società, in relazione alla sua attività ed all'utilizzo di strumenti finanziari, è esposta, oltre al rischio generale legato alla conduzione del business, ai seguenti rischi:

• rischio di credito;
• rischio di liquidità;
• rischio di mercato.

Nella presente sezione vengono fornite informazioni integrative relative all'esposizione della Società a ciascuno dei rischi elencati in precedenza, agli obiettivi, alle politiche ed ai processi di gestione di

tali rischi ed ai metodi utilizzati per valutarli. La presente nota contiene inoltre informazioni quantitative al fine di valutare l'entità dei rischi derivanti dagli strumenti finanziari a cui la Società è esposta nel corso dell'esercizio e alla data di riferimento del bilancio. Ulteriori informazioni quantitative sono esposte nelle specifiche note al bilancio relative alle attività e passività finanziarie.

La responsabilità complessiva per la creazione e la supervisione di un sistema di gestione dei rischi della Società è del Consiglio di Amministrazione. La Direzione Amministrazione e Finanza è responsabile dello sviluppo e del monitoraggio delle politiche di gestione dei rischi della Società ed informa periodicamente il Consiglio di Amministrazione sulle proprie attività.

Le politiche di gestione dei rischi della Società hanno lo scopo di:

• identificare ed analizzare i rischi ai quali la Società è esposta;
• definire l'architettura organizzativa, con individuazione delle unità organizzative coinvolte, relative responsabilità e sistema di deleghe;
• individuare i principi di risk management su cui si fonda la gestione operativa dei rischi;
• individuare le tipologie di operazioni ammesse per la copertura dell'esposizione (es. negoziazione di derivati di copertura).

La Funzione Internal Audit controlla la corretta applicazione delle policy e delle procedure applicate per la gestione dei rischi finanziari. La Funzione Internal Audit svolge verifiche periodiche riportandone gli esiti al Consiglio di Amministrazione.

1. Rischi finanziari

Rischio di credito

Il rischio di credito è il rischio che un cliente o una delle controparti di uno strumento finanziario causi una perdita finanziaria non adempiendo ad un'obbligazione e deriva principalmente dai crediti commerciali e dagli investimenti finanziari della Società. In particolare si evidenziano le seguenti tipologie:

Crediti commerciali e altri crediti

Tale rischio di credito è principalmente connesso alla possibilità che i clienti non onorino i propri debiti verso la società alle scadenze pattuite. Per la Società, questa tipologia di rischio di credito non è significativa in quanto la quasi totalità dell'esposizione creditoria è nei confronti di società controllate e correlate che hanno conseguito negli ultimi esercizi risultati economici tali da non compromettere in nessun modo la loro capacità di assolvimento delle obbligazioni assunte (si veda per un maggior dettaglio la nota n. 7, Partecipazioni in società controllate).

Strumenti finanziari e depositi bancari

Il rischio di credito relativo a saldi con banche e istituzioni finanziarie è gestito dalla tesoreria della Società in conformità alla politica della Società stessa. Al fine di contenere tale rischio, l'investimento dei fondi disponibili e l'apertura dei depositi bancari vengono fatti solo con istituzioni finanziarie primarie.

Garanzie e fideiussioni

Al 31 dicembre 2020, Gas Plus S.p.A. ha in essere una fideiussione, per conto della società controllata Gas Plus International Holding S.r.l., a garanzia del finanziamento RBL per il progetto "Midia" in Romania, per Euro 5.670.000.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità è il rischio che la Società abbia difficoltà ad adempiere alle obbligazioni derivanti da passività finanziarie. Per quanto possibile, la Società si assicura che vi siano disponibilità liquide e/o linee di credito sufficienti per coprire le necessità generate dal ciclo operativo e dagli investimenti, nonché quelle relative alle passività finanziarie. L'approccio della Società prevede pertanto di garantire che vi siano sempre fondi sufficienti per adempiere alle proprie obbligazioni alla scadenza, sia in condizioni normali che di tensione finanziaria. A tale scopo, i servizi di tesoreria della Società effettuano, in sede di predisposizione del budget annuale e nel corso di ogni esercizio, previsioni finanziarie basate sulle entrate ed uscite attese nei successivi periodi e, se necessario, adottano le conseguenti azioni correttive. Tuttavia, resta escluso l'effetto potenziale di circostanze estreme che non possono esser ragionevolmente previste, quali le calamità naturali.

Al 31 dicembre 2020, la Società ha in essere le seguenti linee di credito:

• 25 milioni di Euro per linee di credito promiscue per scoperto di conto corrente o crediti di firma, che include per 20 milioni di Euro la linea di Finanziamento Revolving Banco BPM S.p.A. e per i restanti 5 milioni di Euro per linee di credito non assistite da garanzie;
• 1,7 milioni di Euro per linee di credito promiscue autoliquidanti per anticipo fatture e per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 43 milioni di Euro per la linea a medio lungo termine del Finanziamento ISP-Banco BPM;
• 55 milioni di Euro per la linea Capex del Finanziamento ISP-Banco BPM;
• 6 milioni di Euro per crediti di firma, non assistite da garanzie;
• 4,8 milioni di Euro per la linea promiscua a copertura delle variazioni di fair value dei derivati;
• 0,1 milioni di Euro per carte di credito aziendali e Viacard.

Al 31 dicembre 2020, la Società ha utilizzato integralmente la linea di Finanziamento Revolving Banco BPM e la linea a medio lungo termine del Finanziamento ISP-Banco BPM, mentre ha utilizzato la linea Capex del Finanziamento ISP-Banco BPM per un importo di Euro 17.400.000. La Società opera in cash pooling con le sue società controllate, al fine di ottimizzare i costi correlati all'utilizzo delle linee di credito disponibili.

Altre informazioni di tipo quantitativo sono fornite alla nota n. 16, Finanziamenti a medio/lungo e a breve termine.

Rischio di mercato

Il rischio di mercato è il rischio che i flussi finanziari futuri di uno strumento finanziario fluttuino in seguito a variazioni dei prezzi di mercato, dovuti a variazioni dei tassi di cambio, di interesse e ad altri rischi di prezzo. L'obiettivo della gestione del rischio di mercato è la gestione e il controllo dell'esposizione della Società a tale rischio entro livelli accettabili ottimizzando, allo stesso tempo, il rendimento degli investimenti.

Rischio di cambio

Non esistono problematiche relative alla gestione del rischio di cambio, salvo quanto relativo agli strumenti derivati correlati al prezzo del brent sottoscritti dalla Società nel corso dell'esercizio 2020 e 2019. La Società ha, tra l'altro, neutralizzato tale rischio di cambio, poiché gli effetti economici di copertura dei derivati sottoscritti con gli istituti bancari sono stati trasferiti interamente alla società controllata Società Padana Energia S.r.l., a condizioni di mercato, tramite la stipula di derivati infragruppo.

Gas Plus S.p.A.

Note esplicative al bilancio dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 (Importi in Euro se non diversamente indicato)

La quasi totalità delle altre operazioni di acquisto e di vendita sono effettuate in Euro, valuta funzionale e di presentazione di Gas Plus S.p.A..

Rischio tasso di interesse

Esso afferisce in particolare, per quanto riguarda le attività finanziarie detenute per la negoziazione, agli effetti che le variazioni nei tassi di interesse hanno sul prezzo delle suddette attività. Al 31 dicembre 2020 ed al 31 dicembre 2019, la Società non ha in portafoglio attività finanziarie detenute per la negoziazione.

Quanto invece alle passività finanziarie, il rischio di variazioni dei tassi di interesse può avere un effetto diretto sul conto economico determinando un minor o maggior costo per oneri finanziari.

Per la copertura del suddetto rischio, relativamente al contratto Finanziamento ISP-Banco BPM, la Società ha stipulato i seguenti contratti derivati:

• in data 24 ottobre 2019, due contratti di Interest Rate Swap per l'80% della linea a medio lungo termine;
• in data 23 gennaio 2020, due contratti di Interest Rate Swap per il 65% della linea a medio lungo termine "Capex".

I flussi finanziari relativi al contratto di Finanziamento stipulato con Intesa San Paolo e con Banco BPM e al contratto di Finanziamento Revolving stipulato con Banco BPM, sono soggetti al rispetto di parametri finanziari (covenants) così come previsti dai relativi contratti di finanziamento Per una descrizione ed un'analisi di tali covenants si faccia riferimento a quanto riportato nella nota n. 16, Finanziamenti a medio/lungo e a breve termine.

Il valore degli strumenti finanziari di Gas Plus S.p.A., distinto tra strumenti finanziari fruttiferi di interessi e strumenti infruttiferi, alla data di chiusura del bilancio era il seguente:

	Valore contabile
	2020	2019
Strumenti finanziari fruttiferi
Strumenti finanziari a tasso fisso
Attività finanziarie	-	-
Passività finanziarie	-	-
Strumenti finanziari a tasso variabile
Attività finanziarie	1.493.221	601.642
Passività finanziarie	(137.097.783)	(136.795.194)
Strumenti finanziari infruttiferi
Attività finanziarie	-	-
Passività finanziarie	-	-

Analisi di sensitività del fair value degli strumenti finanziari a tasso fisso

Al 31 dicembre 2020 e 2019, Gas Plus S.p.A. non detiene passività finanziarie fruttifere di interessi a tasso fisso.

Analisi di sensitività dei flussi finanziari degli strumenti finanziari a tasso variabile

L'analisi di sensitività è svolta solo con riferimento ai debiti correnti e non correnti verso banche.

Se la curva dei tassi di interesse fosse aumentata dell'1% alla data di chiusura del bilancio, il patrimonio netto e il risultato netto sarebbero diminuiti di 58.864 Euro (al 31 dicembre 2019 pari a Euro 210.936).

La riduzione della curva dei tassi interesse dell'1% alla data di chiusura del bilancio 2019 e 2020 non avrebbe avuto nessun impatto sul patrimonio netto ed il risultato netto della Società, poiché il tasso di riferimento ad entrambe le date era negativo.

Rischio di variazione del prezzo delle commodities e dei flussi finanziari

La Società non è esposta al rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del brent poiché, nel corso del 2020 e 2019, gli effetti economici di copertura dei derivati sottoscritti con gli istituti bancari sono stati trasferiti interamente alle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Vendite S.r.l., a condizioni di mercato, tramite la stipula di derivati infragruppo.

I risultati economici di tali derivati (sia stipulati con gli istituti bancari che infragruppo) sono registrati tra gli oneri e proventi finanziari in quanto essi non risultano di copertura ai fini contabili per la Società.

Altri rischi di prezzo

Riguardano la possibilità che il fair value di uno strumento finanziario possa variare per motivi differenti dal variare dei tassi di interesse o di cambio.

La Società non è esposta al rischio prezzo dei titoli detenuti per la negoziazione in quanto non detiene tali strumenti finanziari.

2. Gestione del capitale

L'obiettivo primario della gestione del capitale della Società è garantire che sia mantenuto un adeguato rating creditizio ed adeguati livelli degli indicatori di capitale in modo da supportare l'attività, massimizzare il valore per gli azionisti e ridurre il costo del capitale.

La Società gestisce la struttura del capitale e lo modifica in funzione di variazioni nelle condizioni economiche. Per mantenere o adeguare la struttura del capitale, la società può adeguare i dividendi pagati agli azionisti, rimborsare il capitale o emettere nuove azioni.

Nessuna variazione è stata apportata agli obiettivi, alle politiche o alle procedure durante gli esercizi 2020 e 2019.

3. Gerarchia del Fair Value secondo l'IFRS 7

L'IFRS 7 richiede che la classificazione degli strumenti finanziari al fair value sia determinata in base alla qualità delle fonti degli input usati nella valutazione del fair value.

Qui di seguito, si evidenzia la classificazione IFRS 7 per gli strumenti finanziari posseduti dalla Società (importi in migliaia di Euro):

	Totale di				Totale valutato
	bilancio	Livello 1	Livello 2	Livello 3	a fair value	Altro
ATTIVO
Crediti finanziari verso
controllate	2.464.034	-	970.813	-	970.813	1.493.221
Attività finanziarie	228.544	-	228.544	-	228.544	-
PASSIVO
Debiti finanziari non
correnti	48.286.323	-	106.896	-	106.896	48.179.427
Debiti finanziari per lease
non correnti	1.014.341	-	-	-	-	1.014.341
Debiti finanziari verso
controllate	57.136.954	-	228.544	-	228.544	56.908.410
Debiti finanziari correnti	31.818.632	-	1.035.993	-	1.035.993	30.782.639
Debiti finanziari per lease
correnti	213.064	-	-	-	-	213.064

Si precisa che la classificazione degli strumenti finanziari può comportare una significativa discrezionalità, ancorché, in accordo con gli IFRS, la Società utilizza, qualora disponibili, prezzi quotati in mercati attivi come migliore stima del fair value di tutti gli strumenti derivati.

4. Classi di strumenti finanziari

Gli strumenti finanziari iscritti nello stato patrimoniale della società sono così raggruppabili per classi (è indicato per ognuna sia il valore contabile sia il fair value in migliaia di Euro):

31.12.2020

					Attività/ passività
			Attività/ passività	Attività/ passività	finanziarie al fair
			finanziarie al fair	finanziarie in	value a conto	Altre
	Valore	Finanziamenti	value a conto	regime di hedge	economico	attività/	Costo	Totale voce
	contabile	e crediti	economico	accounting	complessivo	passività	ammortizzato	contabile	Fair value
ATTIVO
Crediti commerciali Crediti verso controllate	3	3	-	-	-	-	-	3	3
correnti	6.178	5.207	971	-	-	-	-	6.178	6.178
Crediiti verso controllante	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Crediti vs. altri	-	1	-	-	-	-	-	529	1
Attività finanziarie	229	-	229	-	-	-	-	229	229
Disponibilità liquide	905	905	-	-	-	-	-	905	905
Totale	7.315	6.116	1.200	-	-	-	-	7.844	7.316
PASSIVO
Debiti finanziari non correnti	48.286	-	107	-	-	-	48.179	48.286	48.286
Debiti per lease non correnti	1.014	-	-	-	-	-	1.014	1.014	1.014
Debito finanziari correnti	31.819	-	1.036	-	-	20.000	10.783	31.819	31.819
Debiti per lease correnti	213	-	-	-	-	-	153	213	213
Debiti commerciali	678	-	-	-	-	678	-	678	678
Debiti vs. imprese controllate	60.210	-	228	-	-	59.982	-	60.210	60.210
Debiti vs. altri correnti	737	-	-	-	-	737	-	1.225	737
Totale	142.957	-	1.371	-	-	81.397	60.129	143.445	142.957

31.12.2019

	Valore contabile	Finanziament i e crediti	Attività/ passività finanziarie al fair value a conto economico	Attività/ passività finanziarie in regime di hedge accounting	Attività/ passività finanziarie al fair value a conto economico complessivo	Altre attività/ passività	Costo ammortizzato	Totale voce contabile	Fair value
ATTIVO
Crediti commerciali Crediti verso controllate	12	12	-	-	-	-	-	12	12
correnti	5.726	5.559	167	-	-	-	-	5.726	5.726
Crediiti verso controllante	2	2	-	-	-	-	-	80	2
Crediti vs. altri	2	-	-	-	-	2	-	640	2
Attività finanziarie	1.831		1.831	-	-	-	-	1.831	1.831
Disponibilità liquide	3.105	3.105	-	-	-	-	-	3.105	3.105
Totale	10.678	8.678	1.998	-	-	2	-	11.394	10.678
PASSIVO
Debiti finanziari non correnti	47.603	-	40	-	-	-	47.563	47.603	47.603
Debiti per lease non correnti	1.165	-				-	1.165	1.165	1.165
Debito finanziari correnti	23.161	-	426	-	-	15.000	7.735	23.161	23.161
Debiti per lease correnti	153					-	153	153	153
Debiti commerciali Debiti vs. imprese	608	-	-	-	-	608	-	608	608
controllate	69.272	-	1.831	-	-	67.441	-	69.272	69.272
Debiti vs. altri correnti	739	-	-	-	-	739	-	1.238	739
Totale	142.701	-	2.297	-	-	83.788	56.616	143.200	142.701

Criteri per la determinazione del fair value

I metodi e le principali assunzioni utilizzate per la determinazione dei fair value degli strumenti finanziari sono indicati di seguito.

Strumenti finanziari derivati

Il fair value dei contratti swap sull'oscillazione del prezzo del gas metano e del brent viene determinato sulla base di una modellistica interna, alimentata dalle curve dei prezzi quotati alla data di bilancio. Poiché l'orizzonte temporale di tali contratti derivati risulta inferiore ad 1 anno, si è valutato non rilevante considerare il rischio di mancata performance della Società e della controparte. Il fair value dei contratti swap su tassi di interesse viene determinato sulla base di una modellistica predisposta da un esperto indipendente, alimentata dalle curve dei tassi di mercato quotate alla data di bilancio. Tale modello, poiché il contratto derivato di copertura sui tassi di interesse ha una durata superiore ad 1 anno, tiene conto del rischio di mancata performance della Società e della controparte.

Passività finanziarie

Il fair value delle passività finanziarie è calcolato come il valore attuale dei flussi finanziari futuri attualizzato al tasso di interesse di mercato rilevato alla data di chiusura del bilancio.

Crediti commerciali ed altri crediti

Il fair value dei crediti commerciali e degli altri crediti è calcolato come il valore attuale dei flussi finanziari futuri per capitale ed interessi attualizzato al tasso di interesse di mercato rilevato alla data di chiusura del bilancio.

COMPENSI DELLA SOCIETA' DI REVISIONE CONTABILE E DELLE ENTITA' APPARTENENTI ALLA SUA RETE

Ai sensi dell'art. 149-duodecies "Pubblicità dei corrispettivi" del regolamento Emittenti, introdotto da Consob con delibera n. 15915 del 3 maggio 2008, i compensi che la società di revisione e le entità alla sua rete hanno percepito, distintamente, per incarichi di revisione e per la prestazione di altri servizi, indicati per tipo e categoria, sono riepilogati nella tabella che segue:

Tipologia di servizi	Soggetto che ha erogato il servizio	Destinatario	Note	Corrispettivi 2020 (Euro migliaia)
Revisione contabile	Deloitte & Touche S.p.A.	Gas Plus S.p.A.		80
Altri servizi	Deloitte & Touche S.p.A.	Gas Plus S.p.A.	(1)	4
Totale				84

(1) Revisione dei conti annuali separati relativamente alle attività del settore gas.

- Attestazioni conformità covenants finanziari
- Certificazione tariffe joint ventures	11.000

Tipologia di servizi	Soggetto che ha erogato il servizio	Destinatario	Compensi (Euro)
Revisione contabile società controllate estere	Rete Deloitte	Società controllate	7.000
Totale			7.000

Deloitte & Touche S.p.A. Via Tortona, 25 20144 Milano Italia

Tel: + 39 02 83322111 Fax: + 39 02 83322112 www.deloitte.it

RELAZIONE DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE INDIPENDENTE AI SENSI DELL'ART. 14 DEL D.LGS. 27 GENNAIO 2010, N. 39 E DELL'ART. 10 DEL REGOLAMENTO (UE) N. 537/2014

Agli Azionisti di Gas Plus S.p.A.

RELAZIONE SULLA REVISIONE CONTABILE DEL BILANCIO CONSOLIDATO

Giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile del bilancio consolidato del gruppo Gas Plus (il Gruppo), costituito dalla situazione patrimoniale finanziaria al 31 dicembre 2020, dal conto economico, dal conto economico complessivo, dal prospetto delle variazioni del patrimonio netto, dal rendiconto finanziario per l'esercizio chiuso a tale data e dalle note al bilancio che includono anche la sintesi dei più significativi principi contabili applicati.

A nostro giudizio, il bilancio consolidato fornisce una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria del Gruppo al 31 dicembre 2020, del risultato economico e dei flussi di cassa per l'esercizio chiuso a tale data in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D.Lgs. n. 38/05.

Elementi alla base del giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia). Le nostre responsabilità ai sensi di tali principi sono ulteriormente descritte nella sezione Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio consolidato della presente relazione. Siamo indipendenti rispetto a Gas Plus S.p.A. (la Società) in conformità alle norme e ai principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano alla revisione contabile del bilancio. Riteniamo di aver acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio.

Aspetti chiave della revisione contabile

Gli aspetti chiave della revisione contabile sono quegli aspetti che, secondo il nostro giudizio professionale, sono stati maggiormente significativi nell'ambito della revisione contabile del bilancio consolidato dell'esercizio in esame. Tali aspetti sono stati da noi affrontati nell'ambito della revisione contabile e nella formazione del nostro giudizio sul bilancio consolidato nel suo complesso; pertanto su tali aspetti non esprimiamo un giudizio separato.

Ancona Bari Bergamo Bologna Brescia Cagliari Firenze Genova Milano Napoli Padova Parma Roma Torino Treviso Udine Verona

Sede Legale: Via Tortona, 25 – 20144 Milano | Capitale Sociale: Euro 10.328.220,00 i.v. Codice Fiscale/Registro delle Imprese Milano n. 03049560166 – R.E.A. Milano n. 1720239 | Partita IVA: IT 03049560166

Il nome Deliotte si riferisce a una o più delle seguenti entità: Deloitte Touche Tohmatsu Limited, una società inglese a responsabilità limitata ("DTTL"), le member firm aderenti al suo network e le entità a esse correlate. DTTL e ciascuna delle sue member firm sono entità giuridicamente separate e indipendenti tra loro. DTTL (denominata anche "Deloitte Global") non fornisce servizi ai clienti. Si invita a leggere l'informativa completa relativa alla descrizione della struttura legale di Deloitte Touche Tohmatsu Limited e delle sue member firm all'indirizzo www.deloitte.com/about.

Test di impairment CGU E&P Italia

Descrizione dell'aspetto chiave della revisione	Al 31 dicembre 2020, l'attivo immobilizzato del settore Exploration & Production (E&P) ammonta a Euro 278.864 migliaia, dopo svalutazioni rilevate nell'esercizio per complessivi Euro 99.536 migliaia, che hanno riguardato le attività materiali e immateriali riferite a concessioni di coltivazione di idrocarburi della unità generatrice di flussi di cassa del settore E&P presente in Italia (CGU E&P Italia) per un ammontare di Euro 98.786 migliaia e l'intero ammontare dell'avviamento allocato alla stessa CGU pari a Euro 750 migliaia.
	Nel corso dell'esercizio la Direzione ha rilevato indicatori di impairment relativi alle attività riferite alla CGU E&P Italia e alle attività di singole concessioni di coltivazione di tale CGU riconducibili:
	(i) all'evoluzione del quadro normativo avviata con il D.L. 135 del 14/12/18, convertito con L. 12 del 11/2/19, che potrebbe influenzare negativamente il Gruppo e nel cui ambito, in data 11° febbraio 2021, il Ministero dello Sviluppo Economico ha presentato il documento di consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)»;
	(ii) al quadro economico generale e all'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che hanno richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nonché
	(iii)alle revisioni negative delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve di idrocarburi.
	La Direzione ha quindi valutato gli impatti derivanti dai predetti indicatori sui propri piani di sfruttamento e/o sviluppo delle riserve di idrocarburi e ha riflesso i conseguenti aggiornamenti in ordine alle modalità e alla misura di utilizzo delle relative attività ai fini dell'effettuazione del test di impairment.
	Il test di impairment ha riguardato in particolare le attività relative alle singole concessioni coerentemente con le valutazioni effettuate dalle singole entità della CGU E&P Italia, nonché il valore del capitale investito netto riferibile alla CGU E&P Italia nel suo complesso.
	Per l'effettuazione dell'impairment test il valore recuperabile delle attività è stato stimato con la metodologia del valore d'uso, basandosi sulla stima dei flussi di cassa che le attività sono in grado di generare.

	Il processo di valutazione della Direzione è complesso e si basa su assunzioni riguardanti, tra l'altro, la previsione dei flussi di cassa attesi delle concessioni di idrocarburi e della CGU nel suo complesso e la determinazione di un appropriato tasso di attualizzazione (WACC). Data la particolare tipologia di attività assumono rilevanza le assunzioni relative alla stima dei volumi e dei periodi di estrazione delle riserve di idrocarburi, formulate dalla Direzione sulla base della stima delle riserve del Gruppo effettuata dall'esperto indipendente oggetto del successivo aspetto chiave della revisione, nonché le assunzioni relative all'evoluzione dei prezzi degli idrocarburi, dei costi di smantellamento e rispristino siti e del costo degli investimenti per la messa in produzione delle riserve non ancora in produzione.
	In considerazione della rilevanza dell'ammontare delle attività immateriali e materiali riferite alla CGU E&P Italia iscritte nel bilancio consolidato, dei predetti indicatori di impariment e della soggettività delle stime attinenti la determinazione dei relativi flussi di cassa e delle variabili chiave del modello di impairment, abbiamo considerato l'impairment test in oggetto un aspetto chiave della revisione del bilancio consolidato del gruppo Gas Plus.
	I paragrafi "Principi contabili e criteri di valutazione", "Utilizzo di stime" e "Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali - Riduzione di valore delle attività (Impairment test ai sensi dello IAS 36)" del bilancio consolidato riportano l'informativa relativa all'impairment test delle attività della CGU E&P Italia.
Procedure di revisione svolte	Le nostre procedure di revisione hanno incluso, tra le altre, le seguenti, anche avvalendoci del supporto di esperti del network Deloitte:
	 incontri e discussioni con la Direzione al fine di comprendere i piani aziendali in ordine alla revisione delle modalità e della misura di sfruttamento e/o sviluppo delle riserve di idrocarburi conseguenti all'evoluzione del quadro normativo in atto;
	 comprensione delle procedure e dei controlli rilevanti posti in essere dal gruppo Gas Plus ai fini dell'impairment test;
	 esame della metodologia adottata dalla Direzione per identificare possibili indicatori di perdita di valore delle immobilizzazioni e per svolgere l'impairment test;
	 analisi di ragionevolezza delle principali assunzioni adottate per la formulazione delle previsioni di cassa (ivi inclusa la verifica dei profili di produzione delle riserve di idrocarburi sulla base di quanto riportato dall'esperto indipendente) e ottenimento dalla Direzione di altre informazioni da noi ritenute rilevanti;

• analisi di ragionevolezza del WACC e dei criteri per la determinazione del terminal value nonché del tasso di crescita di lungo periodo (g-rate);
• verifica dell'accuratezza matematica dei modelli utilizzati per la determinazione del valore d'uso;
• verifica della corretta determinazione del carrying amount delle attività riferite alle concessioni di idrocarburi e della CGU E&P Italia e relativi confronti con il valore recuperabile emergente dall'impairment test;
• esame della conformità ai principi contabili di riferimento della metodologia adottata dalla Direzione per l'impairment test.

Abbiamo infine esaminato l'adeguatezza dell'informativa e la sua conformità a quanto previsto dallo IAS 36.

	Stima delle riserve di idrocarburi e relativi effetti contabili
Descrizione dell'aspetto chiave della revisione	La stima delle riserve di idrocarburi riveste una significativa rilevanza ai fini della redazione del bilancio consolidato del Gruppo.
	Tali riserve indicano i volumi stimati di greggio, gas naturale e condensati che si prevede possano essere commercialmente recuperati da giacimenti noti a partire da una certa data in avanti, alle condizioni economiche e tecniche esistenti e con la normativa di legge vigente. Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe o probabili, l'accuratezza delle stime delle riserve dipende dalla quantità delle informazioni disponibili e dall'interpretazione e dal giudizio che di queste dà la Direzione aziendale.
	Le stime dei volumi e dei periodi di estrazione delle riserve sono stati elaborati dal Gruppo secondo le risultanze rinvenienti dalla perizia di un esperto indipendente.
	La stima di tali riserve ha un significativo impatto sul bilancio consolidato, in modo particolare ai fini della valutazione della recuperabilità delle immobilizzazioni materiali e immateriali del settore Exploration & Production (E&P), della determinazione dei relativi ammortamenti ed eventuali svalutazioni, oltre che della tempistica di sostenimento dei costi di smantellamento e ripristino dei siti minerari. La recuperabilità degli investimenti nel settore E&P è, infatti, tra gli altri fattori, correlata all'entità dei volumi delle riserve stimate di idrocarburi che si prevede possano essere commercialmente estratti da giacimenti noti. Inoltre, le attività non correnti relative al settore E&P, che includono anche la stima dei costi di smantellamento e rispristino siti, sono ammortizzate con il metodo dell'unità di prodotto dal momento in cui viene iniziata la produzione di idrocarburi rapportando la quantità estratta nel corso dell'esercizio alla quantità di riserve estraibili stimata giacente all'inizio dell'esercizio.

	In considerazione di quanto sopra evidenziato, abbiamo ritenuto la stima delle riserve di idrocarburi un aspetto chiave della revisione del bilancio consolidato del gruppo Gas Plus.
	I paragrafi "Principi contabili e criteri di valutazione", "Utilizzo di stime", "Immobili, impianti e macchinari" e "Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali" del bilancio consolidato riportano l'informativa sull'uso di stime contabili relative alle riserve di idrocarburi, alle svalutazioni e al calcolo degli ammortamenti delle attività del settore E&P.
Procedure di revisione svolte	Le nostre procedure di revisione hanno incluso, tra le altre, le seguenti:
	 comprensione delle procedure adottate del gruppo Gas Plus ai fini della determinazione e aggiornamento periodico delle stime relative alle riserve di idrocarburi;
	 esame del metodo adottato per la selezione e l'utilizzo del lavoro dell'esperto indipendente incaricato dalla Direzione del Gruppo di esprimersi in merito alla quantificazione delle riserve di idrocarburi e valutazione dell'appropriatezza del lavoro svolto da quest'ultimo, mediante verifica della pertinenza e ragionevolezza delle assunzioni e dei metodi dallo stesso utilizzati, anche rispetto alle prassi di settore;
	 valutazione della competenza, capacità e obiettività dell'esperto indipendente incaricato dalla Direzione del Gruppo;
	 lettura critica della relazione predisposta dall'esperto indipendente sulla base della conoscenza e della comprensione del Gruppo acquisite nel corso della revisione, ivi incluse verifiche, su base campionaria, della accuratezza dei dati e delle informazioni riportate nella relazione dell'esperto indipendente;
	 verifica che le risultanze del lavoro dell'esperto indipendente in merito alla quantificazione delle riserve di idrocarburi siano state appropriatamente utilizzate ai fini della determinazione dei relativi effetti contabili, ivi inclusa l'identificazione di eventuali indicatori di perdita di valore e la determinazione delle aliquote di ammortamento e dei fondi smantellamento e rispristino siti.
	Abbiamo infine esaminato l'adeguatezza dell'informativa resa nelle note al bilancio consolidato e la sua conformità ai principi contabili di riferimento.

Responsabilità degli Amministratori e del Collegio Sindacale per il bilancio consolidato

Gli Amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato che fornisca una rappresentazione veritiera e corretta in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D.Lgs. n. 38/05 e, nei termini previsti dalla legge, per quella parte del controllo interno dagli stessi ritenuta necessaria per consentire la redazione di un bilancio che non contenga errori significativi dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

Gli Amministratori sono responsabili per la valutazione della capacità del Gruppo di continuare ad operare come un'entità in funzionamento e, nella redazione del bilancio consolidato, per l'appropriatezza dell'utilizzo del presupposto della continuità aziendale, nonché per una adeguata informativa in materia. Gli Amministratori utilizzano il presupposto della continuità aziendale nella redazione del bilancio consolidato a meno che abbiano valutato che sussistono le condizioni per la liquidazione della capogruppo Gas Plus S.p.A. o per l'interruzione dell'attività o non abbiano alternative realistiche a tali scelte.

Il Collegio Sindacale ha la responsabilità della vigilanza, nei termini previsti dalla legge, sul processo di predisposizione dell'informativa finanziaria del Gruppo.

Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio consolidato

I nostri obiettivi sono l'acquisizione di una ragionevole sicurezza che il bilancio consolidato nel suo complesso non contenga errori significativi, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali, e l'emissione di una relazione di revisione che includa il nostro giudizio. Per ragionevole sicurezza si intende un livello elevato di sicurezza che, tuttavia, non fornisce la garanzia che una revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) individui sempre un errore significativo, qualora esistente. Gli errori possono derivare da frodi o da comportamenti o eventi non intenzionali e sono considerati significativi qualora ci si possa ragionevolmente attendere che essi, singolarmente o nel loro insieme, siano in grado di influenzare le decisioni economiche prese dagli utilizzatori sulla base del bilancio consolidato.

Nell'ambito della revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia), abbiamo esercitato il giudizio professionale e abbiamo mantenuto lo scetticismo professionale per tutta la durata della revisione contabile. Inoltre:

• abbiamo identificato e valutato i rischi di errori significativi nel bilancio consolidato, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali; abbiamo definito e svolto procedure di revisione in risposta a tali rischi; abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio. Il rischio di non individuare un errore significativo dovuto a frodi è più elevato rispetto al rischio di non individuare un errore significativo derivante da comportamenti o eventi non intenzionali, poiché la frode può implicare l'esistenza di collusioni, falsificazioni, omissioni intenzionali, rappresentazioni fuorvianti o forzature del controllo interno;
• abbiamo acquisito una comprensione del controllo interno rilevante ai fini della revisione contabile allo scopo di definire procedure di revisione appropriate nelle circostanze e non per esprimere un giudizio sull'efficacia del controllo interno del Gruppo;

• abbiamo valutato l'appropriatezza dei principi contabili utilizzati nonché la ragionevolezza delle stime contabili effettuate dagli Amministratori, inclusa la relativa informativa;

• siamo giunti ad una conclusione sull'appropriatezza dell'utilizzo da parte degli Amministratori del presupposto della continuità aziendale e, in base agli elementi probativi acquisiti, sull'eventuale esistenza di una incertezza significativa riguardo a eventi o circostanze che possono far sorgere dubbi significativi sulla capacità del Gruppo di continuare ad operare come un'entità in funzionamento. In presenza di un'incertezza significativa, siamo tenuti a richiamare l'attenzione nella relazione di revisione sulla relativa informativa di bilancio, ovvero, qualora tale informativa sia inadeguata, a riflettere tale circostanza nella formulazione del nostro giudizio. Le nostre conclusioni sono basate sugli elementi probativi acquisiti fino alla data della presente relazione. Tuttavia, eventi o circostanze successivi possono comportare che il Gruppo cessi di operare come un'entità in funzionamento;

• abbiamo valutato la presentazione, la struttura e il contenuto del bilancio consolidato nel suo complesso, inclusa l'informativa, e se il bilancio consolidato rappresenti le operazioni e gli eventi sottostanti in modo da fornire una corretta rappresentazione;
• abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti e appropriati sulle informazioni finanziarie delle imprese o delle differenti attività economiche svolte all'interno del Gruppo per esprimere un giudizio sul bilancio consolidato. Siamo responsabili della direzione, della supervisione e dello svolgimento dell'incarico di revisione contabile del Gruppo. Siamo gli unici responsabili del giudizio di revisione sul bilancio consolidato.

Abbiamo comunicato ai responsabili delle attività di governance, identificati ad un livello appropriato come richiesto dagli ISA Italia, tra gli altri aspetti, la portata e la tempistica pianificate per la revisione contabile e i risultati significativi emersi, incluse le eventuali carenze significative nel controllo interno identificate nel corso della revisione contabile.

Abbiamo fornito ai responsabili delle attività di governance anche una dichiarazione sul fatto che abbiamo rispettato le norme e i principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano e abbiamo comunicato loro ogni situazione che possa ragionevolmente avere un effetto sulla nostra indipendenza e, ove applicabile, le relative misure di salvaguardia.

Tra gli aspetti comunicati ai responsabili delle attività di governance, abbiamo identificato quelli che sono stati più rilevanti nell'ambito della revisione contabile del bilancio consolidato dell'esercizio in esame, che hanno costituito quindi gli aspetti chiave della revisione. Abbiamo descritto tali aspetti nella relazione di revisione.

Altre informazioni comunicate ai sensi dell'art. 10 del Regolamento (UE) 537/2014

L'assemblea degli azionisti di Gas Plus S.p.A. ci ha conferito in data 11 maggio 2015 l'incarico di revisione legale del bilancio d'esercizio e consolidato della Società per gli esercizi dal 31 dicembre 2015 al 31 dicembre 2023.

Dichiariamo che non sono stati prestati servizi diversi dalla revisione contabile vietati ai sensi dell'art. 5, par. 1, del Regolamento (UE) 537/2014 e che siamo rimasti indipendenti rispetto alla Società nell'esecuzione della revisione legale.

Confermiamo che il giudizio sul bilancio consolidato espresso nella presente relazione è in linea con quanto indicato nella relazione aggiuntiva destinata al Collegio Sindacale, nella sua funzione di Comitato per il Controllo Interno e la Revisione Contabile, predisposta ai sensi dell'art. 11 del citato Regolamento.

7

RELAZIONE SU ALTRE DISPOSIZIONI DI LEGGE E REGOLAMENTARI

Giudizio ai sensi dell'art. 14, comma 2, lettera e), del D.Lgs. 39/10 e dell'art. 123-bis, comma 4, del D.Lgs. 58/98

Gli Amministratori di Gas Plus S.p.A. sono responsabili per la predisposizione della relazione sulla gestione e della relazione sul governo societario e gli assetti proprietari del gruppo Gas Plus al 31 dicembre 2020, incluse la loro coerenza con il relativo bilancio consolidato e la loro conformità alle norme di legge.

Abbiamo svolto le procedure indicate nel principio di revisione (SA Italia) n. 720B al fine di esprimere un giudizio sulla coerenza della relazione sulla gestione e di alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari indicate nell'art. 123-bis, co. 4, del D.Lgs. 58/98, con il bilancio consolidato del gruppo Gas Plus al 31 dicembre 2020 e sulla conformità delle stesse alle norme di legge, nonché di rilasciare una dichiarazione su eventuali errori significativi.

A nostro giudizio, la relazione sulla gestione e alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari sopra richiamate sono coerenti con il bilancio consolidato del gruppo Gas Plus al 31 dicembre 2020 e sono redatte in conformità alle norme di legge.

Con riferimento alla dichiarazione di cui all'art. 14, co. 2, lettera e), del D.Lgs. 39/10, rilasciata sulla base delle conoscenze e della comprensione dell'impresa e del relativo contesto acquisite nel corso dell'attività di revisione, non abbiamo nulla da riportare.

DELOITTE & TOUCHE S.p.A.

Paola Mariateresa Rolli Socio

Milano, 30 aprile 2021

Deloitte & Touche S.p.A. Via Tortona, 25 20144 Milano Italia

Tel: + 39 02 83322111 Fax: + 39 02 83322112 www.deloitte.it

RELAZIONE DELLA SOCIETÀ DI REVISIONE INDIPENDENTE AI SENSI DELL'ART. 14 DEL D.LGS. 27 GENNAIO 2010, N. 39 E DELL'ART. 10 DEL REGOLAMENTO (UE) N. 537/2014

Agli Azionisti di Gas Plus S.p.A.

RELAZIONE SULLA REVISIONE CONTABILE DEL BILANCIO D'ESERCIZIO

Giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile del bilancio d'esercizio di Gas Plus S.p.A. (la Società), costituito dalla situazione patrimoniale finanziaria al 31 dicembre 2020, dal conto economico, dal conto economico complessivo, dal prospetto delle variazioni del patrimonio netto, dal rendiconto finanziario per l'esercizio chiuso a tale data e dalle note al bilancio che includono anche la sintesi dei più significativi principi contabili applicati.

A nostro giudizio, il bilancio d'esercizio fornisce una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria della Società al 31 dicembre 2020, del risultato economico e dei flussi di cassa per l'esercizio chiuso a tale data in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D.Lgs. n. 38/05.

Elementi alla base del giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia). Le nostre responsabilità ai sensi di tali principi sono ulteriormente descritte nella sezione Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio d'esercizio della presente relazione. Siamo indipendenti rispetto alla Società in conformità alle norme e ai principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano alla revisione contabile del bilancio. Riteniamo di aver acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio.

Aspetti chiave della revisione contabile

Gli aspetti chiave della revisione contabile sono quegli aspetti che, secondo il nostro giudizio professionale, sono stati maggiormente significativi nell'ambito della revisione contabile del bilancio dell'esercizio in esame. Tali aspetti sono stati da noi affrontati nell'ambito della revisione contabile e nella formazione del nostro giudizio sul bilancio d'esercizio nel suo complesso; pertanto su tali aspetti non esprimiamo un giudizio separato.

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Sede Legale: Via Tortona, 25 – 20144 Milano | Capitale Sociale: Euro 10.328.220,00 i.v. Codice Fiscale/Registro delle Imprese Milano n. 03049560166 – R.E.A. Milano n. 1720239 | Partita IVA: IT 03049560166

Il nome Deliotte si riferisce a una o più delle seguenti entità: Deloitte Touche Tohmatsu Limited, una società inglese a responsabilità limitata ("DTTL"), le member firm aderenti al suo network e le entità a esse correlate. DTTL e ciascuna delle sue member firm sono entità giuridicamente separate e indipendenti tra loro. DTTL (denominata anche "Deloitte Global") non fornisce servizi ai clienti. Si invita a leggere l'informativa completa relativa alla descrizione della struttura legale di Deloitte Touche Tohmatsu Limited e delle sue member firm all'indirizzo www.deloitte.com/about.

Impairment test delle partecipazioni del settore E&P Italia

Descrizione dell'aspetto chiave della revisione	Il saldo delle partecipazioni in società controllate al 31 dicembre 2020 ammonta a Euro 298.632 migliaia ed è relativo quanto a Euro 162.939 migliaia alla Società Padana Energia S.r.l. e quanto a Euro 35.000 migliaia alla Gas Plus Italiana S.r.l., operative in Italia nel settore Exploration & Production (E&P Italia).
	Le partecipazioni in società controllate sono rilevate al costo, e in caso di obiettive evidenze di perdita di valore, lo stesso viene confrontato con il valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value e il valore d'uso.
	Nell'esercizio la Direzione ha identificato indicatori di impairment relativi alle attività riferite al business delle società italiane del settore E&P e nello specifico alle attività di singole concessioni di coltivazione gestite dalle controllate Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.r.l. connessi:
	(i) all'evoluzione del quadro normativo avviata con il D.Lgs. 135 del 14/12/18, convertito con L. 12 del 11/2/19 che potrebbe influenzare negativamente le società partecipate e nel cui ambito, in data 11 febbraio 2021, il Ministero dello Sviluppo Economico ha presentato il documento di consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)»;
	(ii) al quadro economico generale e all'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che hanno richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine, nonché
	(iii)alle revisioni negative delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve di idrocarburi.
	La Direzione di ciascuna delle società partecipate ha quindi valutato gli impatti dei predetti indicatori sui propri piani di sfruttamento e/o sviluppo delle riserve di idrocarburi e ha riflesso i conseguenti aggiornamenti in ordine alle modalità e alla misura di utilizzo delle relative attività ai fini dell'effettuazione dei test di impairment delle attività riferite al patrimonio di riserve iscritte nei rispettivi bilanci, all'esito dei quali ha rilevato delle rilevanti svalutazioni delle attività materiali e immateriali iscritte nei bilanci di tali società.
	Alla luce di quanto indicato, la Direzione ha svolto test di impairment di

dette partecipazioni e, sulla base della verifica condotta, ha identificato una perdita del valore di iscrizione della partecipazione in Gas Plus Italiana S.r.l. pari a Euro 52.000 migliaia.

	Il processo di valutazione della Direzione è complesso e si basa su assunzioni riguardanti, tra l'altro, la previsione dei flussi di cassa attesi delle partecipazioni, la determinazione di un appropriato tasso di attualizzazione (WACC) e di crescita di lungo periodo (g-rate). Data la particolare tipologia di attività svolta dalle partecipate, assumono rilevanza le assunzioni relative alla stima dei volumi e dei periodi di estrazione delle riserve di idrocarburi, formulate dalla Direzione sulla base della stima delle riserve effettuata da un esperto indipendente a tal fine incaricato, nonché le assunzioni relative all'evoluzione dei prezzi degli idrocarburi, dei costi di smantellamento e ripristino siti e del costo degli investimenti per la messa in produzione delle riserve non ancora in produzione.
	Inoltre, la Direzione ha predisposto analisi di sensitività in merito al test di impairment che illustrano gli effetti che potrebbero emergere al variare di talune assunzioni chiave.
	In considerazione della rilevanza dell'ammontare delle partecipazioni iscritte in bilancio, dei predetti indicatori di impariment e della soggettività delle stime attinenti la determinazione dei flussi di cassa del settore E&P Italia e delle variabili chiave del modello di impairment, abbiamo considerato l'impairment test delle partecipazioni del settore E&P Italia un aspetto chiave della revisione del bilancio della Società.
	Le note "Principi contabili e criteri di valutazione" e "Partecipazioni in società controllate" riportano l'informativa sulle partecipazioni, ivi inclusa l'analisi di sensitività che illustra gli effetti derivanti da variazioni nelle variabili chiave utilizzate ai fini dell'impairment test.
Procedure di revisione svolte	Le nostre procedure di revisione hanno incluso, tra le altre, le seguenti anche avvalendoci del supporto di esperti del network Deloitte:
	 incontri e discussioni con la Direzione della Società e delle società partecipate al fine di comprendere i piani aziendali in ordine alla revisione delle modalità e della misura di sfruttamento e/o sviluppo delle riserve di idrocarburi conseguenti all'evoluzione del quadro normativo in atto;
	 comprensione delle procedure e dei controlli rilevanti posti in essere da Gas Plus S.p.A. ai fini dell'impairment test delle partecipazioni;
	 esame della metodologia adottata dalla Direzione per identificare possibili indicatori di perdita di valore delle partecipazioni e per svolgere l'impairment test;

• analisi di ragionevolezza delle principali assunzioni adottate per la formulazione delle previsioni di cassa (ivi inclusa la verifica dei profili di produzione delle riserve di idrocarburi sulla base di quanto riportato dall'esperto indipendente) e ottenimento dalla Direzione di altre informazioni da noi ritenute rilevanti;
• analisi di ragionevolezza del WACC e dei criteri per la determinazione del terminal value nonché del tasso di crescita di lungo periodo (grate);
• verifica dell'accuratezza matematica del modello utilizzato per la determinazione del valore d'uso delle partecipazioni;
• verifica della corretta determinazione del carrying amount delle partecipazioni e confronto con il valore recuperabile emergente dall'impairment test;
• verifica dell'analisi di sensitività predisposta dalla Direzione;
• esame della conformità ai principi contabili di riferimento della metodologia adottata dalla Direzione per l'impairment test.

Abbiamo infine esaminato l'adeguatezza dell'informativa e la sua conformità con quanto previsto dallo IAS 36.

Responsabilità degli Amministratori e del Collegio Sindacale per il bilancio d'esercizio

Gli Amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio d'esercizio che fornisca una rappresentazione veritiera e corretta in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D.Lgs. n. 38/05 e, nei termini previsti dalla legge, per quella parte del controllo interno dagli stessi ritenuta necessaria per consentire la redazione di un bilancio che non contenga errori significativi dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

Gli Amministratori sono responsabili per la valutazione della capacità della Società di continuare ad operare come un'entità in funzionamento e, nella redazione del bilancio d'esercizio, per l'appropriatezza dell'utilizzo del presupposto della continuità aziendale, nonché per una adeguata informativa in materia. Gli Amministratori utilizzano il presupposto della continuità aziendale nella redazione del bilancio d'esercizio a meno che abbiano valutato che sussistono le condizioni per la liquidazione della Società o per l'interruzione dell'attività o non abbiano alternative realistiche a tali scelte.

Il Collegio Sindacale ha la responsabilità della vigilanza, nei termini previsti dalla legge, sul processo di predisposizione dell'informativa finanziaria della Società.

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Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio d'esercizio

I nostri obiettivi sono l'acquisizione di una ragionevole sicurezza che il bilancio d'esercizio nel suo complesso non contenga errori significativi, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali, e l'emissione di una relazione di revisione che includa il nostro giudizio. Per ragionevole sicurezza si intende un livello elevato di sicurezza che, tuttavia, non fornisce la garanzia che una revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) individui sempre un errore significativo, qualora esistente. Gli errori possono derivare da frodi o da comportamenti o eventi non intenzionali e sono considerati significativi qualora ci si possa ragionevolmente attendere che essi, singolarmente o nel loro insieme, siano in grado di influenzare le decisioni economiche degli utilizzatori prese sulla base del bilancio d'esercizio.

Nell'ambito della revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia), abbiamo esercitato il giudizio professionale e abbiamo mantenuto lo scetticismo professionale per tutta la durata della revisione contabile. Inoltre:

• abbiamo identificato e valutato i rischi di errori significativi nel bilancio d'esercizio, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali; abbiamo definito e svolto procedure di revisione in risposta a tali rischi; abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio. Il rischio di non individuare un errore significativo dovuto a frodi è più elevato rispetto al rischio di non individuare un errore significativo derivante da comportamenti o eventi non intenzionali, poiché la frode può implicare l'esistenza di collusioni, falsificazioni, omissioni intenzionali, rappresentazioni fuorvianti o forzature del controllo interno;
• abbiamo acquisito una comprensione del controllo interno rilevante ai fini della revisione contabile allo scopo di definire procedure di revisione appropriate nelle circostanze e non per esprimere un giudizio sull'efficacia del controllo interno della Società;
• abbiamo valutato l'appropriatezza dei principi contabili utilizzati nonché la ragionevolezza delle stime contabili effettuate dagli Amministratori, inclusa la relativa informativa;
• siamo giunti ad una conclusione sull'appropriatezza dell'utilizzo da parte degli Amministratori del presupposto della continuità aziendale e, in base agli elementi probativi acquisiti, sull'eventuale esistenza di una incertezza significativa riguardo a eventi o circostanze che possono far sorgere dubbi significativi sulla capacità della Società di continuare ad operare come un'entità in funzionamento. In presenza di un'incertezza significativa, siamo tenuti a richiamare l'attenzione nella relazione di revisione sulla relativa informativa di bilancio ovvero, qualora tale informativa sia inadeguata, a riflettere tale circostanza nella formulazione del nostro giudizio. Le nostre conclusioni sono basate sugli elementi probativi acquisiti fino alla data della presente relazione. Tuttavia, eventi o circostanze successivi possono comportare che la Società cessi di operare come un'entità in funzionamento;
• abbiamo valutato la presentazione, la struttura e il contenuto del bilancio d'esercizio nel suo complesso, inclusa l'informativa, e se il bilancio d'esercizio rappresenti le operazioni e gli eventi sottostanti in modo da fornire una corretta rappresentazione.

Abbiamo comunicato ai responsabili delle attività di governance, identificati ad un livello appropriato come richiesto dagli ISA Italia, tra gli altri aspetti, la portata e la tempistica pianificate per la revisione contabile e i risultati significativi emersi, incluse le eventuali carenze significative nel controllo interno identificate nel corso della revisione contabile.

Abbiamo fornito ai responsabili delle attività di governance anche una dichiarazione sul fatto che abbiamo rispettato le norme e i principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano e abbiamo comunicato loro ogni situazione che possa ragionevolmente avere un effetto sulla nostra indipendenza e, ove applicabile, le relative misure di salvaguardia.

Tra gli aspetti comunicati ai responsabili delle attività di governance, abbiamo identificato quelli che sono stati più rilevanti nell'ambito della revisione contabile del bilancio dell'esercizio in esame, che hanno costituito quindi gli aspetti chiave della revisione. Abbiamo descritto tali aspetti nella relazione di revisione.

Altre informazioni comunicate ai sensi dell'art. 10 del Regolamento (UE) 537/2014

L'assemblea degli azionisti di Gas Plus S.p.A. ci ha conferito in data 11 maggio 2015 l'incarico di revisione legale del bilancio d'esercizio e consolidato della Società per gli esercizi dal 31 dicembre 2015 al 31 dicembre 2023.

Dichiariamo che non sono stati prestati servizi diversi dalla revisione contabile vietati ai sensi dell'art. 5, par. 1, del Regolamento (UE) 537/2014 e che siamo rimasti indipendenti rispetto alla Società nell'esecuzione della revisione legale.

Confermiamo che il giudizio sul bilancio d'esercizio espresso nella presente relazione è in linea con quanto indicato nella relazione aggiuntiva destinata al Collegio Sindacale, nella sua funzione di Comitato per il Controllo Interno e la Revisione Contabile, predisposta ai sensi dell'art. 11 del citato Regolamento.

RELAZIONE SU ALTRE DISPOSIZIONI DI LEGGE E REGOLAMENTARI

Giudizio ai sensi dell'art. 14, comma 2, lettera e), del D.Lgs. 39/10 e dell'art. 123-bis, comma 4, del D.Lgs. 58/98

Gli Amministratori di Gas Plus S.p.A. sono responsabili per la predisposizione della relazione sulla gestione e della relazione sul governo societario e gli assetti proprietari di Gas Plus S.p.A. al 31 dicembre 2020, incluse la loro coerenza con il relativo bilancio d'esercizio e la loro conformità alle norme di legge.

Abbiamo svolto le procedure indicate nel principio di revisione (SA Italia) n. 720B al fine di esprimere un giudizio sulla coerenza della relazione sulla gestione e di alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari indicate nell'art. 123-bis, co. 4, del D.Lgs. 58/98, con il bilancio d'esercizio di Gas Plus S.p.A. al 31 dicembre 2020 e sulla conformità delle stesse alle norme di legge, nonché di rilasciare una dichiarazione su eventuali errori significativi.

A nostro giudizio, la relazione sulla gestione e alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari sopra richiamate sono coerenti con il bilancio d'esercizio di Gas Plus S.p.A. al 31 dicembre 2020 e sono redatte in conformità alle norme di legge.

Con riferimento alla dichiarazione di cui all'art. 14, co. 2, lettera e), del D.Lgs. 39/10, rilasciata sulla base delle conoscenze e della comprensione dell'impresa e del relativo contesto acquisite nel corso dell'attività di revisione, non abbiamo nulla da riportare.

DELOITTE & TOUCHE S.p.A.

Paola Mariateresa Rolli Socio

Milano, 30 aprile 2021