Gas Plus

Interim / Quarterly Report • Sep 19, 2025

Gruppo GAS PLUS

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2025

Sede legale MILANO – Viale Enrico Forlanini, 17 Capitale Sociale: € 23.353.002 (interamente versato) R.I. 08233870156 R.E.A. 1210007 Codice fiscale e Partita IVA 08233870156

17 settembre 2025

INDICE

Struttura del Gruppo	3
Organi sociali	4
Dati di sintesi	5
Relazione intermedia sulla gestione consolidata al 30 giugno 2025	7
Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025
Prospetti contabili	49
Note esplicative	54
Attestazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato	83

GRUPPO GAS PLUS

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2025

(1) Situazione aggiornata alla data del 17 settembre 2025

GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2025

ORGANI SOCIALI CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (1)

Ing. Stefano Cao (*) Presidente

Sig. Davide Usberti Consigliere Delegato Amministratore esecutivo

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

Ing. Nicola De Blasio Consigliere Amministratore indipendente

Dott.sa Lisa Orlandi Consigliere Amministratore indipendente

Avv. Roberto Pistorelli Consigliere

Dott.sa Maria Saporito (***) Consigliere Amministratore indipendente

Ing. Cinzia Triunfo Consigliere

Dott.sa Margherita Usberti Consigliere

COLLEGIO SINDACALE (1)

Prof. Lorenzo Pozza Presidente

Dott. Manuel Menis Sindaco Effettivo

Dott.sa Gloria Francesca Marino Sindaco Effettivo

Dott. Silvano Corbella Sindaco Supplente

Dott.sa Maria Gimigliano Sindaco Supplente

SOCIETÀ DI REVISIONE (2) EY S.p.A.

(*) Nominato Presidente dal Consiglio di Amministrazione del 26 giugno 2024.

(**) Nominato Vicepresidente dal Consiglio di Amministrazione del 26 giugno 2024.

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

(1) Nominato dall'Assemblea Ordinaria del 25 giugno 2024 e con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2026. (2) Nominata dall'Assemblea Ordinaria del 25 giugno 2024 per un periodo di 9 anni e, quindi, con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2032.

GRUPPO GAS PLUS: DATI DI SINTESI

Principali indicatori di mercato	30 giugno 2025	30 giugno 2024	var.%
Prezzo medio Brent spot (\$/bbl)(1)	71,75	84,03	(14,6%)
Cambio medio EUR/USD(2)	1,093	1,081	1,1%
Prezzo medio gas - TTF "Day Ahead+Week End" (c€/Smc)	43,58	31,21	39,6%
Euribor - a tre mesi (%), media del periodo(4)	2,332	3,866	(39,7%)
Principali dati operativi del Gruppo	30 giugno 2025	30 giugno 2024	var.%
Produzione di idrocarburi lorda (Msmce)	119,0	109,9	8,3%
Vendite di idrocarburi (MSmce)	136,3	133,5	2,1%
Volumi di gas distribuito (MSmc)	103,7	104,6	(0,9%)
Numero dipendenti a fine periodo	131	136	(3,7%)
Dati di Conto Economico (IAS / IFRS)	30 giugno 2025	30 giugno 2024	var.%
Ricavi da vendite	86.677	65.702	31,9%
Costi Operativi	53.922	41.785	29,0%
EBITDA	32.755	23.917	37,0%
% sui ricavi di vendita	37,79%	36,40%
EBIT	18.646	13.195	41,3%
EBIT Adjusted (8)	18.646	13.195	41,3%
Risultato operativo	18.646	13.195	41,3%
% sui ricavi di vendita	21,51%	20,08%
Risultato prima delle imposte	14.318	8.011	78,7%
Risultato del periodo	10.175	5.291	92,3%
Risultato netto Adjusted (8)	10.175	5.291	92,3%
Dati di Stato Patrimoniale (IAS / IFRS)	30 giugno 2025	30 giugno 2024
Investimenti in immobilizzazioni	9.108	6.291
di cui investimenti in esplorazione	275	110
Capitale circolante netto	(13.418)	(1.968)
Capitale investito netto (A) + (B)	255.721	257.332
Totale indebitamento finanziario (A) Patrimonio netto (compresa quota terzi) (B)	19.278 236.443	30.129 227.203
Indici patrimoniali ed economici	30 giugno 2025	30 giugno 2024
ROI (5)	13,77%	11,52%
ROE (6)	7,52%	6,53%
Utile (perdita) per azione	0,23	0,12
PFN / EBITDA (7)	0,33	0,57
Totale indebitamento finanziario (A) / Patrimonio netto (B)	0,08	0,13
Gearing (A/A+B)	8%	12%

(1) fonte: Reuters.

(2) fonte: BCE.

(3) fonte: ICIS.

(4) fonte: European Money Markets Institute.

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

(6) = Risultato annualizzato / patrimonio netto medio.

(7) = Posizione finanziaria netta / EBITDA annualizzato.

(8) = Per la definizione dei risultati adjusted si veda il paragrafo "Indicatori alternativi di performance ".

GRUPPO GAS PLUS

Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2025

NOTA METODOLOGICA:

I costi operativi sono stati determinati come somma dei costi per materie prime e materiali di consumo, costi per servizi ed altri e costo del personale.

EBITDA è stato determinato come somma del risultato operativo, ammortamenti e oneri/proventi diversi.

EBIT è stato determinato come somma del risultato operativo e oneri/proventi diversi.

L'utile (la perdita) per azione è stato determinato in conformità alla previsione del principio contabile IAS 33. Il "Totale indebitamento finanziario" recepisce l'orientamento ESMA, pubblicato il 4 marzo 2021, che la Consob richiede di adottare a partire dal 5 maggio 2021 con il "Richiamo di attenzione n. 5/21 del 29 aprile 2021".

L'EBITDA, l'EBIT e il Totale indebitamento finanziario, come sopra definiti, sono misure utilizzate dalla Direzione del Gruppo per monitorare e valutare l'andamento operativo dello stesso e non sono identificate come misura contabile nell'ambito degli IFRS; pertanto, non devono essere considerate una misura alternativa per la valutazione dell'andamento del risultato, della situazione patrimoniale e finanziaria e dei flussi di cassa del Gruppo. Poiché la composizione di tali misure non è regolamentata dai principi contabili di riferimento, il criterio di determinazione applicato dal Gruppo potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri e pertanto potrebbe non essere comparabile.

RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE CONSOLIDATA AL 30 GIUGNO 2025

Highlights

Signori Azionisti,

i risultati del semestre riflettono la crescita della marginalità dell'attività E&P, dovuta sia a condizioni di mercato del gas più favorevoli sia all'aumento delle produzioni grazie ad un primo contributo della concessione Longanesi.

Nel mese di marzo sono state infatti avviate le prove di esercizio di lunga durata di tale concessione (con adduzione del gas prodotto alla rete nazionale SNAM a cui è seguita la fase di assestamento produttivo dei relativi impianti, fase in cui le diverse apparecchiature sono state progressivamente regolate rispetto ai reali parametri produttivi del giacimento con l'obiettivo di portare gradualmente a regime la relativa produzione).

Al temine di tale fase assestamento, a partire dai primi giorni del mese di giugno, è iniziata la produzione a livelli commerciali con la graduale crescita dei volumi che hanno attualmente raggiunto i 540.000 standard metri cubi al giorno, in quota Gas Plus.

Sono stati nel frattempo stipulati i contratti d'appalto per l'adeguamento della centrale di trattamento gas di San Potito della concessione "Longanesi" e per la realizzazione degli impianti di superficie delle aree pozzo della concessione i cui lavori avverranno pertanto in concomitanza con il proseguimento delle prove di esercizio di lunga durata.

Positivo è stato anche l'andamento economico della Business Unit Network con risultati in lieve crescita rispetto al corrispondente periodo del 2024 mentre quello della Business Unit Retail ha scontato oneri non ricorrenti per effetto di ulteriori sessioni di aggiustamento Snam relative agli anni compresi tra il 2020 ed il 2022.

Si segnala infine l'ulteriore riduzione della posizione finanziaria netta rispetto al dato della fine dello scorso esercizio che, al netto degli effetti del principio contabile IFRS 16, raggiunge una situazione di sostanziale pareggio.

SINTESI DEI RISULTATI ECONOMICI E PATRIMONIALI CONSOLIDATI

Nel primo semestre dell'esercizio l'EBITDA si è attestato a 32,8 milioni di euro rispetto ai 23,9 milioni di euro del 2024 con una crescita da attribuire all'aumento sia dei prezzi del gas sia delle produzioni di idrocarburi. L'EBIT ha raggiunto i 18,6 milioni di euro contro i 13,2 milioni di euro del 2024, dopo ammortamenti per 14,1 milioni di euro rispetto ai 10,7 milioni di euro del 2024. Data l'assenza di oneri e proventi diversi il Risultato Operativo ha assunto lo stesso valore dell'EBIT.

A valle del Risultato Operativo gli oneri finanziari netti che comprendono oneri di attualizzazione fondi per 2,7 milioni di euro (2,8 milioni di euro nel 2024) hanno registrato un significativo calo (4,3 milioni di euro contro 5,2 milioni di euro del 2024) riflettendo la forte riduzione dell'indebitamento netto.

Le imposte sul reddito hanno assunto l'importo di 4,1 milioni di euro rispetto a 2,7 milioni di euro del corrispondente periodo del 2024 a seguito del maggior risultato economico del periodo.

Il semestre si è chiuso infatti con un utile netto di 10,2 milioni di euro rispetto a 5,3 milioni di euro del corrispondente periodo del 2024.

Sotto il profilo patrimoniale e finanziario, il Gruppo conferma la solidità della propria struttura.

Gli investimenti sono risultati in crescita rispetto al dato del 2024 (9,1 milioni di euro contro 6,3 milioni di euro del corrispondente periodo dell'esercizio precedente), e hanno riguardato in prevalenza le attività di sviluppo E&P (7,4 milioni di euro contro 4,9 milioni di euro del 2024). Gli investimenti sono stati finanziati tramite il cash flow delle attività operative.

L'indebitamento finanziario ha registrato una ulteriore flessione, attestandosi a 19,3 milioni di euro rispetto ai 23,8 milioni di euro di fine 2024 grazie ai positivi flussi di cassa di tutte le attività del Gruppo. L'indebitamento finanziario include per 19,2 milioni di euro (3,7 milioni di euro a fine 2024) gli effetti contabili dell'applicazione del principio contabile IFRS 16, al netto dei quali risulta sostanzialmente azzerato.

A conferma della forte patrimonializzazione, il rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto (0,08) è stato ancora in calo rispetto al contenuto dato di fine 2024 (0,10) e di quello del corrispondente periodo del 2024 (0,13).

SCENARIO DI RIFERIMENTO

Gas

L'anno 2024 si era aperto col prezzo del gas, al TTF, in discesa con un minimo a febbraio sotto i 27 Euro MWh e a seguire una risalita sin oltre i 44 euro MWh di inizio dicembre. La forte volatilità era imputabile a una serie di fattori, in parte climatici e in parte dovuti a un mercato tendenzialmente corto e non ancora messo in sicurezza rispetto alla sostituzione del gas in precedenza proveniente dalla Russia.

I consumi anno su anno nel 2024 si erano mantenuti stabili (61,9 miliardi di mc contro i 61,5 miliardi di mc del 2023) e in pratica ai minimi storici (al netto della crisi del 2014, siamo come serie temporale tornati ai consumi del 1998, 62,6 miliardi di mc).

Il 2025 si è aperto proseguendo la spinta al rialzo (che ha portato a febbraio il prezzo vicino ai 58 euro MWh) cui ha fatto velocemente seguito un arretramento al di sotto dei 40 euro. All'impennata ha dato spinta una congiuntura climatica meno mite di quella riscontrata nei due anni precedenti e perciò un consumo nel primo bimestre in aumento dell'8% rispetto al 2024. I consumi, superata la congiuntura climatica di febbraio, si sono poi stabilizzati (l'aumento cumulato del primo semestre è infine risultato superiore del 5,6% rispetto all'anno precedente) e la tensione sul prezzo si è velocemente ridimensionata.

L'anno ha comunque continuato a essere caratterizzato da forte volatilità del prezzo, che dopo il picco di febbraio ha oscillato tra i 33 e i 43 euro MWh. L'eventuale riduzione della volatilità nel prossimo anno termico sarà essenzialmente funzione, oltre che della situazione climatica, dell'andamento dei consumi asiatici e dei tempi dell'entrata in funzione di nuova capacità di liquefazione, in prevalenza negli USA. Possibile perciò che il prossimo anno termico possa presentare ancora delle temporanee criticità (possibilità che spiega tra l'altro perché l'Unione Europea abbia rinviato a data da destinarsi l'embargo sul GNL russo); ma il previsto aumento del 50% della capacità di liquefazione mondiale da qui a fine 2028 e qualche segnale di rallentamento della crescita dei consumi cinesi fanno propendere per uno scenario di progressiva riduzione della volatilità con prezzi che i mercati proiettano nella fascia 30/35 euro MWh.

Petrolio

L'anno 2024 ha visto una volatilità di prezzo molto più contenuta rispetto a quella sperimentata sul mercato del gas. Il picco del Brent è stato intorno agli 88 dollari barile e le oscillazioni al ribasso sono arrivate al di sotto dei 67 dollari. L'andamento si è mostrato assai resiliente ai rischi geopolitici (Ucraina, Gaza, Yemen, Iran, ecc.) e a meno di eventi estremi la volatilità dovrebbe potersi contenere nei limiti del 2024.

Il mercato comincia a mostrare potenziali limiti strutturali di espansione, con conseguenti ricadute di prezzo. La Cina, come previsione anno su anno nel 2025, contribuirà solo per il 19% alla crescita della domanda mondiale e che i consumi di petrolio in Cina saranno sempre più concentrati sul settore petrolchimico e sempre meno nel settore dei trasporti. Il resto dell'Asia, nel breve periodo, continuerà ad aumentare significativamente la domanda nel mentre proseguirà il declino dei consumi europei.

Ai potenziali limiti alla crescita Opec + ha reagito invertendo la politica degli ultimi anni e ha annunciato un aumento della propria produzione abbandonando la difesa del prezzo in favore della difesa delle quote di mercato. In una situazione già di domanda debole questo ha immediatamente portato a una ulteriore revisione al ribasso degli scenari di prezzo 2026, onde una diffusa previsione di tendenza al ribasso. Il Short Term Energy Outlook di IEA, ad esempio, indica come possibili prezzi di riferimento per il Brent (che nel 2024 su base annuale aveva prezzato 81 dollari al barile) 58 dollari al barile per l'ultimo trimestre 2025 e 51 dollari al barile per il 2026. La maggior parte degli analisti proietta poi scenari sostanzialmente simili allo scenario IEA.

La previsione generale è in definitiva sia sul gas che sul petrolio nel senso del manifestarsi, con tempi più brevi per il petrolio che non per il gas, di un significativo eccesso di offerta, già oggi peraltro in parte riflesso nella condizione di backwardation dell'andamento dei prezzi. Questo è il trend oggi più condiviso. Poi però la conseguente spinta al sottoinvestimento nello sviluppo di riserve sostitutive, l'eventuale accelerazione dei consumi asiatici e i possibili corto circuiti geopolitici potrebbero causare temporanee inversioni di rotta e di prezzo; ma difficilmente ciò potrebbe avvenire nel breve periodo e comunque, ove e se la decarbonizzazione avanzasse, si dovrebbe trattare di inversioni congiunturali e non strutturali.

Cambio euro/dollaro

Nel 2025 la media del cambio €/\$ si è attestata a 1,09 in crescita rispetto ai valori del corrispondente periodo dell'esercizio precedente (pari a 1,08).

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

Grafico 1 – Trend Prezzo del gas naturale Spot TTF (Borsa del Gas Olandese)

Grafico 2 – Trend Prezzo del Brent (USD)

La quotazione in borsa del titolo Gas Plus – a livelli superiori all'andamento dell'indice di borsa a partire dal mese di giugno - ha subito una forte accelerazione nel corso del semestre sia per quanto concerne il livello del prezzo che della quantità di volumi negoziata.

Il range di prezzo nel primo semestre dell'anno è stato tra euro 2,50 ed euro 5,38, con una punta di euro 5,84 nel periodo dopo il 30 giugno, mentre i volumi medi si sono mantenuti attorno a 180 mila titoli giornalieri, con un significativo aumento rispetto ai 71 mila pezzi del 2024. Negli ultimi due mesi il volume è ulteriormente aumentato, attestandosi a 220 mila pezzi.

Queste performance sono riconducibili a diversi fattori. Innanzitutto, l'apprezzamento degli analisti che hanno anche recentemente migliorato il target price a euro 6,50. A questo ha fatto seguito il graduale disinvestimento da parte di azionisti dormienti, con la conseguenza, come detto, di un significativo aumento dei volumi.

Il risultato del 2024 e la continua pressione sul prezzo del gas, per i noti motivi di carattere strutturale e geopolitico, hanno infine contribuito a dare una svolta alla capitalizzazione del Gruppo che si è posizionata negli ultimi mesi attorno a 240 milioni di euro.

Si ritiene che il buon risultato del primo semestre e le aspettative di un significativo aumento della produzione grazie al contributo delle attività italiane, in aggiunta alla quota della Romania, dovrebbero favorire un ulteriore apprezzamento del titolo.

Di seguito si riporta l'andamento del titolo Gas Plus nel periodo in esame.

Grafico 4 – Trend Borsistico (1° Gennaio 2025 al 10 settembre)

Di seguito viene commentato l'andamento delle singole business unit nel corso del primo semestre dell'anno.

GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2025

Business Unit Exploration & Production

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

	30/06/2025
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	19,0	42,9	54,9	116,8
Ricavi (mln €)	10,5	23,9	24,6	59,0
EBITDA (mln €)	4,8	9,6	14,2	28,6
Investimenti esplorativi (mln €)	0,1	0,1	0,1	0,3
Investimenti di sviluppo (mln €)	0,4	6,4	0,6	7,4

	30/06/2024
	GPI	SPE	ESTERO	TOTALE
Produzione netta (MSmce)	21,0	31,4	55,7	108,1
Ricavi (mln €)	9,0	13,1	16,6	38,7
EBITDA (mln €)	2,4	4,3	10,5	17,2
Investimenti esplorativi (mln €)	0,1	-	-	0,1
Investimenti di sviluppo (mln €)	-	4,6	0,3	4,9

ITALIA

Risultati economici

Sotto il profilo dell'andamento economico, il primo semestre del 2025 è stato caratterizzato da un aumento dei ricavi (+12,3 milioni di euro) legato sia alla crescita dei prezzi di vendita del gas (circa il 40%) sia delle produzioni nette (circa il 18%).

L'EBITDA ha pertanto raggiunto i 14,4 milioni di euro contro i 6,7 milioni di euro del corrispondente periodo del 2024 ed ha scontato oneri fiscali (royalties) per 1,6 milioni di euro (1,4 milioni di euro nel 2024).

Produzione

Nel primo semestre 2025 la produzione lorda di gas, condensati e petrolio è stata pari a 63,6 MSmce, di cui 19,4 MSmce relativi a GPI e 44,2 MSmce relativi a SPE, mentre la produzione netta è stata pari 61,9 MSmce, di cui 19,0 MSmce relativi a GPI e 42,9 MSmce relativi a SPE.

In termini di tipologia di prodotto la produzione lorda di gas del periodo di riferimento è stata

pari a 53,3 MSmc contro 44,1 MSmc del primo semestre 2024; tale incremento è dovuto all'inizio della produzione della concessione "Longanesi" (con un primo contributo pari a 15,5 MSmc) che ha consentito di più che compensare il naturale declino degli altri campi.

Il 13 marzo 2025 è stata infatti avviata la prova di esercizio di lunga durata con la fase di assestamento produttivo dei relativi impianti, fase in cui le diverse apparecchiature vengono regolate rispetto ai reali parametri produttivi del giacimento. Tale periodo, estremamente importante in quanto rappresenta la transizione da uno stato di simulazione del comportamento del giacimento ad uno di test in campo, è finalizzato alla successiva portata a regime della produzione.

Conclusa tale fase di assestamento degli impianti è iniziata la produzione a livelli commerciali con progressiva crescita dei volumi che hanno attualmente raggiunto i 540.000 standard metri cubi al giorno, in quota Gas Plus. Ciò evidenzia come il ramp-up del giacimento (ossia la fase, non ancora conclusasi, nel corso della quale si aumenta progressivamente la produzione) stia sino ad ora procedendo più rapidamente delle previsioni, pur dovendo tener presente che gli impianti temporanei utilizzati per le prove di lunga durata hanno caratteristiche di efficienza non sovrapponibili a quelle dei successivi impianti stabili.

La produzione di petrolio e condensati è stata invece pari a 10,3 MSmce rispetto a 9,6 MSmce del primo semestre 2024; quest'ultimo incremento è dovuto alla maggiore produzione della concessione "Mirandola" a seguito del ripristino del sistema di pompamento di uno dei pozzi del campo.

	2025	2024	Differenza 2025-2024		2025	2024	Differenza 2025-2024
GPI	19,1	21,1	(2,0)	GPI (*)	0,3	0,3	-
SPE	34,2	23,0	11,2	SPE	10,0	9,3	0,7

PRODUZIONE LORDA DI GAS (MSmc)

PRODUZIONE LORDA DI PETROLIO E CONDENSATI (Msmce)

	2025	2024	Differenza 2025-2024		2025	2024	Differenza 2025-2024
GPI	19,1	21,1	(2,0)	GPI (*)	0,3	0,3	-
SPE	34,2	23,0	11,2	SPE	10,0	9,3	0,7
Totale	53,3	44,1	9,2	Totale	10,3	9,6	0,7

* 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 primo semestre del 2024, relativamente al progetto Longanesi, si sono conclusi i lavori per la posa della rete di raccolta che avevano avuto inizio nel quarto trimestre 2023 e sono proseguite le gare per la realizzazione degli impianti di superficie. A tale proposito si segnala che, nel mese di gennaio del 2025, è stato stipulato il contratto d'appalto per l'adeguamento della centrale di trattamento gas di San Potito della concessione "Longanesi" con la società Rosetti Marino S.p.A., mentre nel mese di aprile 2025 è stato stipulato il contratto d'appalto per la realizzazione degli impianti di superficie delle aree pozzo della concessione con la società aggiudicataria Max Streicher S.p.A..

Sempre nel primo semestre 2025, sono proseguite le analisi e gli studi necessari alla ripresa della produzione di alcuni giacimenti del parco titoli della Business Unit.

Per alcuni di tali giacimenti si segnala che sono inoltre pendenti iter autorizzativi per il riavvio di concessioni attualmente non produttive nonché valutazioni per interventi di potenziamento di concessioni già produttive (in regime ordinario ovvero nel contesto del provvedimento cd. "Gas Release").

Chiusure Minerarie

Sono proseguite le attività preliminari al ripristino delle aree dei pozzi Palmori 1 e Palmori 4 della concessione Masseria Acquasalsa.

Sono inoltre proseguite le attività di chiusura mineraria dei pozzi del campo Muzza della concessione Recovato.

Esplorazione e ricerca

Sono proseguite le revisioni sismiche e gli studi geologici e geofisici sui principali siti, necessari per programmare interventi di miglioramento della produzione.

Patrimonio titoli

Nel primo semestre del 2025 si segnala, relativamente a GPI, la variazione del patrimonio titoli a seguito del D.M. 17 marzo 2025 di accettazione della rinuncia della Concessione di coltivazione Massignano gestita da terzi operatori e a seguito del D.M. 7 maggio 2025 di ripristino del permesso di ricerca idrocarburi in terraferma denominato Mutignano.

Il numero complessivo delle concessioni di coltivazione diviene pari a 40 di cui 29 concessioni con il Gruppo in veste di operatore e 11 concessioni con il Gruppo in veste di partner non operatore.

	Gruppo operatore	Terzi operatori	Totale
Istanze di concessione	0	1	1
Permessi di ricerca	0	1	1
Concessioni di coltivazione	29*	11	40

* di cui n.10 concessioni di Società Padana Energia S.r.l. e n. 19 concessioni di Gas Plus Italiana S.r.l.

Riserve

Le riserve 2P complessive di idrocarburi al termine del primo semestre 2025 sono stimate

GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2025

nelle seguenti quantità:

	31/12/2024		30/06/2025
	GPI	SPE	Totale	GPI	SPE	Totale
Gas naturale (milioni di metri cubi)	939,8	2.044,1	2.983,9	920,7	2.009,9	2.930,6
Petrolio e condensati (milioni metri cubi equivalenti)	6,3	210,8	217,1	6,0	200,8	206,8
Totale idrocarburi (milioni metri cubi equivalenti)*	946,1	2.254,9	3.201,0	926,7	2.210,7	3.137,4

* Il barile di petrolio ed i condensati sono stati convertiti in metri cubi di gas equivalente utilizzando rispettivamente il coefficiente divisore di 0,00602 e di 0,00636

Per quanto riguarda l'entità delle riserve si segnala che, a conclusione del 2024, era stata rilasciata una nuova certificazione dall'esperto indipendente (Studio di Ingegneria Mineraria - SIM) che aveva rivisto le precedenti stime, quantificando le riserve 2P di idrocarburi al 31 dicembre 2024 in 3.201,0 milioni di metri cubi equivalenti. Tale certificazione era stata svolta in linea con gli aggiornamenti degli standard di valutazione già seguiti per la precedente certificazione.

Le riserve al termine del primo semestre del 2025, non essendo state rilevate variazioni, risultano pari a quelle certificate, a conclusione del 2024, dall'esperto indipendente al netto della produzione del periodo di riferimento.

Altre informazioni attinenti all'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, lo stesso Operatore destituito ha impugnato detto lodo dapprima davanti al Tribunale di Milano con esito negativo e successivamente alla Corte di Appello di Milano che ha rigettato l'appello, condannando in solido le appellanti (Energean Italy S.p.A., prima Edison E&P S.p.A. e Edison S.p.A.) al pagamento a favore di Gas Plus Italiana S.r.l. delle spese legali e di un ulteriore importo quale risarcimento per la condotta processuale delle appellanti considerata dalla Corte "…oggettivamente valutabile alla stregua di "un abuso del processo" per aver agito pretestuosamente…".

Gli appellanti hanno successivamente presentato ricorso in Corte di Cassazione, notificato il 27 febbraio 2023, contro la predetta sentenza della Corte di Appello di Milano, rispetto al quale Gas Plus Italiana S.r.l. ha presentato controricorso chiedendo alla Corte di dichiarare inammissibile e/o infondato il ricorso avversario.

È inoltre in discussione la valorizzazione di alcune poste con l'operatore Energean relative ad un titolo a mare gestito dallo stesso.

Si rimanda poi a quanto riportato nella Relazione al Bilancio 2024 al paragrafo "Sicurezza e

Ambiente" in ordine ad alcuni procedimenti amministrativi di natura ambientale ed ai giudizi instaurati, precisando che ad oggi non vi sono stati eventi che abbiano materialmente modificato la situazione descritta nella citata Relazione.

Per quanto concerne invece gli interventi normativi e legislativi con un potenziale impatto sulle attività della B.U. E&P si rinvia a quanto esposto al paragrafo "Rischi normativi e regolatori" della presente relazione.

ESTERO

Con riferimento alle attività E&P all'estero, data la rilevanza del progetto, vengono di seguito commentate esclusivamente quelle in Romania (tramite Gas Plus Dacia S.r.l.).

Risultati economici

I ricavi del primo semestre 2025 sono stati pari a 24,6 milioni di euro (16,6 milioni di euro nel 2024) a fronte di produzioni in lieve diminuzione (-1,6%) rispetto a quelle del corrispondente periodo dell'anno precedente ma di prezzi in crescita (circa + 49%).

L'EBITDA ha raggiunto i 14,2 milioni di euro (10,5 milioni di euro nel 2024) ed ha scontato oneri fiscali (royalties e windfall tax) per 4,0 milioni di euro (2,3 milioni di euro nel 2024).

Produzione

Durante il primo semestre 2025 la produzione è proseguita ai livelli previsti dall'Operatore e, in quota Gas Plus (10%), su base giornaliera è stata pari a circa 0,3 milioni standard metri cubi. La produzione netta complessiva nel primo semestre 2025 è stata di circa 54,9 milioni di metri cubi, in leggera diminuzione rispetto alla produzione netta dello stesso semestre del 2024 che ammontava a 55,7 milioni di metri cubi.

Attività del periodo

Nel primo semestre del 2025 sono proseguite le attività operative e gli investimenti mirati all'ottimizzazione della produzione, il conseguimento degli obiettivi come da programma ed il mantenimento degli attuali livelli produttivi giornalieri ("plateau") dei campi off-shore di Ana e Doina (circa 3 milioni di metri cubi al giorno).

Sono stati inoltre portati a termine durante il primo semestre 2025 lavori per migliorare l'efficienza operativa e la sicurezza della piattaforma Ana e alcune opere di miglioramento delle infrastrutture nell'area dell'impianto di trattamento del gas.

Sono proseguiti anche gli studi per la valutazione del potenziale minerario inesplorato nel perimetro delle concessioni di Ana e Doina, obiettivo di eventuali future campagne di ricerca.

In particolare, si è conclusa la rielaborazione di circa 600 km² di dati di sismica a riflessione 3D, che ha portato ad un miglioramento della qualità dell'immagine sismica sia in tempi che in profondità. L'interpretazione geologico-geofisica di tali dati è già in corso con l'obiettivo di individuare entro fine anno le aree maggiormente prospettive in termini di potenziale minerario.

In caso di successo esplorativo e di scoperta commerciale, la produzione potrà essere operata in sinergia con le attuali infrastrutture esistenti sia in mare che a terra.

Riserve

La stima delle riserve 2P dei due giacimenti, a giugno 2025 è valutata in circa 0,5 miliardi di standard metri cubi per la quota del 10% di interesse di Gas Plus.

Business Unit Retail

I principali dati della Business Unit Retail relativi al primo semestre del 2025 sono i seguenti:

	30/06/25	30/06/24
Volumi venduti (MSmc)	25,7	27,1
Ricavi (mln €)	26,5	22,9
EBITDA (mln €)	0,2	3,2

Risultati economici ed andamento del periodo

I risultati del primo semestre dell'anno in corso mostrano un leggero calo in termini di consumi ed una crescita in termini di ricavi.

La curva termica del semestre non ha fatto registrare significative differenze rispetto all'anno precedente; il calo dei volumi venduti (-5,2%) è quindi riconducibile principalmente ad una riduzione dei consumi unitari nei diversi segmenti di mercato. Viceversa, l'aumento degli scenari relativi al prezzo della materia a distanza di un anno (stimabile in circa +36%) porta ad un aumento dei ricavi (circa +16%).

L'EBITDA è invece in forte riduzione anche a causa di componenti negative non ricorrenti (per circa 1,8 milioni di euro) derivanti dalle ulteriori sessioni di aggiustamento Snam relative agli anni 2020-2022 al netto delle quali l'EBITDA si assesta a 2 milioni di euro.

Tale dato si riporta ad un andamento "tipico" se confrontato con anni non caratterizzati da fattori straordinari sia in termini di mercato, in particolare lato approvvigionamenti, che di contesto normativo influenzato dalle dinamiche determinatesi con la fine del Mercato Tutelato avvenuta il 31 dicembre 2023.

Business Unit Network

La Business Unit Network opera, al 30 giugno 2025, nell'attività di distribuzione gas in 40 Comuni delle regioni Lombardia e Emilia-Romagna. I principali dati della Business Unit Network relativi al primo semestre 2025 sono i seguenti:

	30/06/25	30/06/24
Volumi distribuiti (MSmc)	103,7	104,6
Ricavi (mln €)	9,0	9,6
EBITDA (mln €)	5,1	4,8
Investimenti (mln €)	1,4	1,1

Risultati economici

I ricavi del primo semestre 2025 si sono attestati a 9,0 milioni di euro rispetto ai 9,6 milioni di euro del 2024, mentre l'EBITDA ha raggiunto i 5,1 milioni di euro rispetto ai 4,8 milioni di euro del 2024 grazie a componenti positive non ricorrenti per circa un milione di euro derivanti dai conguagli dei saldi di perequazione per gli anni dal 2020 al 2023 che hanno del tutto compensato gli effetti della riduzione (circa 0,6 milioni di euro) del Vincolo Ricavi (VRT) a seguito del calo del WACC dal 6,5% al 5,9%.

Nel corso del primo semestre la Business Unit Network ha distribuito 103,7 MSmc di gas rispetto ai 104,6 MSmc del 2024, in lieve diminuzione rispetto a tale anno (circa lo 0,9%).

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.

Con il "DDL Concorrenza 2022" (approvato con la Legge n. 118/2022), sono previsti interventi destinati alle gare per il servizio di distribuzione gas naturale: in particolare, la principale novità riguarda il riconoscimento, a favore degli Enti concedenti, del valore di rimborso dei cespiti di proprietà pubblica, calcolato tramite l'applicazione delle Linee Guida MISE (DM 22/05/2022).

Al 30 giugno 2025 sono stati pubblicati 45 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, a valle di ampio contenzioso, (con ricorsi presentati da entrambi i partecipanti) l'aggiudicazione definitiva, a cui ha fatto seguito la stipula del nuovo contratto, ad Unareti S.p.A. (gruppo A2A).

Negli ATEM di "Torino 1", "Torino 2", "Belluno", "Valle d'Aosta", "La Spezia" e "Catanzaro-Crotone" le relative Stazioni appaltanti hanno provveduto all'aggiudicazione definitiva alla società Italgas Reti S.p.A..

Nell'ATEM di "Napoli 1", a seguito della sentenza del Consiglio di Stato, è stata confermata l'aggiudicazione a favore della Società ex 2i Rete Gas S.p.A., oggi Italgas S.p.A.).

Nell'ATEM di "Udine 2", l'aggiudicazione è stata assegnata all'incumbent AcegasApsAmga S.p.A. (gruppo Hera).

Nell'ATEM di "Rimini", l'aggiudicazione è stata assegnata all'incumbent Adrigas S.p.A.

I termini di scadenza per la pubblicazione dei bandi di gara sono stati approvati con il Decretolegge n. 210/2015 (Milleproroghe 2016, convertito nella legge n. 21/2016) e sono tutti scaduti.

La Business Unit 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 si è conclusa con successo, entro il 31/12/2023, la campagna di sostituzione prevista dall'ARERA di una quota pari al 85% dei misuratori G4 e G6 con smart meters. Ad oggi l'Autorità non ha posto in capo agli esercenti nuovi obblighi. La Business Unit prosegue, comunque, sia l'installazione di smart meters gas presso i nuovi PdR, sia la campagna di sostituzione dei restanti contatori tradizionali.

Investimenti

La Business Unit, nel corso del primo semestre dell'anno 2025, ha effettuato investimenti sugli impianti di distribuzione gas per 1,4 milioni di euro (1,1 milioni di euro nel 2024).

Titoli di efficienza Energetica (TEE)

In data 31/05/2021 è stato approvato da parte del Ministero per la Transizione Energetica, il decreto ministeriale contenente l'indicazione dei nuovi obblighi previsti per gli anni 2021-2024, oltre alla rideterminazione degli obblighi previsti per l'anno 2020.

Il Decreto (D.M. 21 maggio 2021) ha, previsto una riduzione del 60% degli obblighi 2020 (diminuiti dagli iniziali 28.521 a 11.423 TEE) con un positivo impatto sul conto economico ed ha considerevolmente tagliato gli obblighi 2021-2024. L'obbligo 2024 è stato fissato a 9.744 titoli; nella seconda parte dell'anno i valori delle transazioni sul mercato organizzato dal GME sono stabilmente scesi sotto il tetto massimo di €/TEE 250,00.

In merito agli obblighi per gli anni dal 2025 al 2030, il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica ha pubblicato il D.M. 21 luglio 2025 che ha ridotto gli obiettivi a livello nazionale rispetto al 2024. Entro la fine del prossimo mese di ottobre è prevista la definizione degli obiettivi dei singoli distributori da parte dell'ARERA.

Altre attività e attività non allocate: Business Unit Storage

Risultati economici

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 dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2024 n. 6, Informativa di settore, che comprendono principalmente, oltre alle attività della Business Unit Storage, le attività relative alle funzioni comuni e servizi centralizzati della capogruppo Gas Plus S.p.A. (nel seguito "Gas Plus", la "Società" o la "Capogruppo"). 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 e pertanto non consegue ancora ricavi. Da segnalare inoltre che la Business Unit Storage non consuntiva significativi valori patrimoniali e significativi 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, dopo aver imputato, nell'esercizio 2014, a conto economico integralmente le opere sino ad allora eseguite sui siti prima del completamento degli iter autorizzativi.

Attività del periodo

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 90% 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 erano 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 era stato impugnato da alcuni cittadini del Comune di San Benedetto con ricorso avanti al TAR Lazio, che è stato respinto con sentenza definitiva del 31 gennaio 2025.

Nel contempo, nel mese di febbraio 2019, erano state presentate da Gas Plus Storage le istanze di proroga della VIA per i progetti di San Benedetto e Poggiofiorito.

In relazione all'istanza di proroga della VIA per il progetto San Benedetto, con Decreto del Ministro della Transizione Ecologica, di concerto con il Ministro della Cultura, del 13 luglio 2022 è stata negata la proroga al termine di efficacia della VIA.

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. All'esito dei giudizi instauratisi avanti i competenti organi di giustizia amministrativa, in relazione ai quali si rimanda per i dettagli a quanto riportato nella relazione semestrale 2024, il provvedimento del MiTE di diniego della proroga della VIA è stato annullato con sentenza confermata definitivamente anche in secondo grado dal Consiglio di Stato nel mese di luglio 2024.

Nel frattempo, in ossequio alla sentenza del tribunale amministrativo, il procedimento volto al rinnovo della validità della VIA per il progetto San Benedetto è stato riavviato e, da ultimo, la Commissione Tecnica di verifica dell'impatto ambientale - VIA e VAS, con parere n° 41 del 10 gennaio 2025 ha espresso parere favorevole, con prescrizioni, circa l'istanza di proroga del termine di efficacia della VIA.

COMMENTO AI RISULTATI ECONOMICI E ALLA SITUAZIONE PATRIMONIALE

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO

Importi in migliaia di euro

	30/06/2025	30/06/2024
Ricavi	85.659	63.798
Altri ricavi e proventi	1.018	1.904
TOTALE RICAVI	86.677	65.702
Costi per materie prime e materiali di consumo	(18.964)	(14.796)
Costi per servizi ed altri	(30.774)	(22.692)
Costo del personale	(4.184)	(4.297)
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)	32.755	23.917
Ammortamenti	(14.109)	(10.722)
EBIT	18.646	13.195
Proventi diversi	-	-
RISULTATO OPERATIVO	18.646	13.195
Proventi finanziari	409	292
Oneri finanziari	(4.737)	(5.476)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	14.318	8.011
Imposte sul reddito	(4.143)	(2.720)
RISULTATO DEL PERIODO	10.175	5.291

L'andamento economico del primo semestre dell'anno riflette la crescita dei prezzi di vendita e delle produzioni di gas che ha aumentato in particolar modo i ricavi della Business Unit E&P.

I ricavi sono infatti passati da 63.798 migliaia di euro del 2024 a 85.659 migliaia di euro del 2025 ed hanno prevalentemente riguardato l'attività di esplorazione e produzione di gas metano, petrolio e condensati proveniente dai giacimenti del Gruppo (B.U. E&P) e la vendita di gas a clienti finali (B.U. Retail). L'attività di distribuzione gas (B.U. Network) è infatti tuttora svolta per una consistente parte nei confronti di una società del Gruppo ed il relativo contributo in termini di ricavi risulta limitato dalla 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.

L'attività di esplorazione e produzione di gas (B.U. E&P), a fronte di produzioni e di prezzi di vendita in crescita, ha generato ricavi per 46.298 migliaia di euro (30.385 migliaia di euro nel 2024) di cui 21.745 migliaia di euro (13.798 migliaia di euro nel 2024) conseguiti in Italia e 24.553 migliaia di euro (16.587 migliaia di euro nel 2024) all'estero. Tali ricavi sono comprensivi dell'effetto positivo delle coperture sulla commodity per 115 migliaia di euro (effetto positivo di 443 migliaia di euro nel 2024).

Sempre in ambito E&P, l'attività di produzione di petrolio e condensati, nonostante le

maggiori quantità prodotte, ha visto invece scendere i propri ricavi da 3.380 migliaia di euro del 2024 a 2.848 migliaia di euro del 2025.

L'attività di vendita gas a clienti finali (B.U. Retail) ha registrato un aumento complessivo, dei ricavi che sono passati da 21.867 migliaia di euro del 2024 a 25.419 migliaia di euro del 2025 in questo caso a fronte, di una riduzione dei volumi venduti (5,2%).

Infine, l'attività di distribuzione gas metano (B.U. Network), che ha evidenziato a sua volta una lieve diminuzione dei volumi distribuiti di gas (circa lo 0,9%), ha registrato ricavi (al netto delle componenti infragruppo) in crescita a 5.203 migliaia di euro contro 4.644 migliaia di euro del 2024, nonostante la riduzione del vincolo ricavi (VRT), per i conguagli positivi dei saldi di perequazione degli anni dal 2020 al 2023.

La voce altri ricavi e proventi ha registrato una riduzione rispetto al corrispondente periodo del 2024 (1.018 migliaia di euro contro 1.904 migliaia di euro del 2024). Le principali componenti della voce in esame sono costituite dai contributi di allacciamento e dai servizi ad utenti gas (256 migliaia di euro contro 209 migliaia di euro) e dai contributi per l'acquisizione dei certificati di risparmio energetico (TEE), quest'ultimi in calo rispetto al 2024 (539 migliaia di euro contro 1.349 migliaia di euro del 2024).

Dal lato dei costi, sono aumentati i costi per materie prime e materiali di consumo, passati da 14.796 migliaia di euro del 2024 a 18.964 migliaia di euro del 2025 con un aumento complessivo di 4.168 migliaia di euro. In questo ambito si è registrato l'aumento dei costi d'acquisto del gas metano, la principale materia prima, (17.761 migliaia di euro rispetto a 12.466 migliaia di euro del 2024) per la crescita degli scenari dei prezzi energetici e la riduzione dei costi per l'acquisto dei certificati di risparmio energetico – TEE (535 migliaia di euro rispetto a 1.377 migliaia di euro del 2024), in linea con l'andamento dei connessi ricavi.

Hanno registrato un aumento anche i costi per servizi ed altri il cui importo è stato pari a 30.774 migliaia di euro contro 22.692 migliaia di euro del corrispondente periodo dell'esercizio precedente (+8.082 migliaia di euro rispetto al 2024). In questo ambito, in particolare, sono stati in crescita i costi di trasporto e stoccaggio gas, passati da 3.717 migliaia di euro del 2024 a 6.990 migliaia di euro del 2025. Inoltre, a causa dell'andamento dei prezzi di vendita, sono significativamente aumentate le royalties gravanti sulle produzioni di idrocarburi in Italia (+224 migliaia di euro rispetto al 2024) e le royalties e la windfall tax per le attività svolte in Romania (+1.690 migliaia di euro rispetto al 2024).

Si sono mantenuti invece sui livelli del 2024 gli oneri per perdite su crediti, comprensivi delle componenti non finanziarie delle cessioni periodiche della cartolarizzazione (290 migliaia di euro contro 235 migliaia di euro del 2024).

I costi del personale sono risultati lievemente inferiori al valore del corrispondente periodo precedente (4.184 migliaia di euro contro 4.297 migliaia di euro del 2024) a fronte anche di una lieve riduzione dell'organico.

L'EBITDA ha registrato pertanto un significativo aumento passando da 23.917 migliaia di euro del 2024 a 32.755 migliaia di euro del 2025 con una crescita in valore assoluto di 8.838 migliaia di euro.

Gli ammortamenti si sono attestati a 14.109 migliaia di euro rispetto a 10.722 migliaia di euro del 2024, in aumento per l'entrata in produzione degli impianti di sottosuolo della concessione Longanesi. In entrambi i periodi non sono state effettuate riprese di valore e svalutazioni degli assets iscritti a bilancio, non essendo emersi indicatori di impairment che potessero influire sul loro attuale valore recuperabile.

L'EBIT è pertanto aumentato a 18.646 migliaia di euro rispetto a 13.195 migliaia di euro del corrispondente periodo del 2024 con una crescita di 5.451 migliaia di euro inferiore a quella registrata dall'EBITDA per l'aumento degli ammortamenti.

Data l'assenza di proventi ed oneri diversi il risultato operativo è stato pari all'EBIT.

Il saldo negativo della gestione finanziaria ha raggiunto l'importo di 4.328 migliaia di euro contro 5.184 migliaia di euro del 2024.

In quest'ambito i proventi finanziari sono rimasti di entità contenuta (409 migliaia di euro contro 292 migliaia di euro del 2024) e sono costituiti prevalentemente da interessi attivi bancari (351 verso 244 migliaia di euro).

Gli oneri finanziari (passati da 5.476 migliaia di euro del 2024 a 4.737 migliaia di euro del 2025) hanno visto invece l'aumento degli interessi passivi sulle linee a breve termine (1.121 migliaia di euro contro 729 migliaia di euro del 2024) e la riduzione di quelli sulle linee a medio lungo termine (316 migliaia di euro contro 1.415 migliaia di euro del 2024) riflettendo l'andamento dei tassi di interesse e il minor indebitamento.

Anche le commissioni sui finanziamenti hanno registrato una lieve crescita (244 migliaia di euro del 2025 contro 171 migliaia di euro del 2024).

Gli oneri per attualizzazione fondi sono stati in calo (2.698 migliaia di euro del 2025 contro 2.825 migliaia di euro del 2024), riflettendo la variazione dei relativi tassi di interesse.

Le imposte sul reddito, correnti, differite e anticipate hanno presentato un onere complessivamente pari a 4.143 migliaia di euro contro un onere di 2.720 migliaia di euro del 2024.

Il primo semestre dell'esercizio 2025 si è chiuso infine con un utile netto di 10.175 migliaia di euro rispetto ad un utile netto di 5.291 migliaia di euro del corrispondente periodo del 2024.

STATO PATRIMONIALE SINTETICO RICLASSIFICATO

Importi in migliaia di euro

	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Capitale immobilizzato
Immobilizzazioni immateriali	250.806	255.509
Immobilizzazioni materiali	151.514	137.686
Altre attività e passività non correnti	(1.338)	(1.814)
Totale	400.982	391.381
Capitale circolante netto
Rimanenze	3.684	3.790
Crediti commerciali	23.960	36.871
Debiti commerciali	(23.832)	(30.619)
Altri debiti e crediti correnti	(17.230)	(13.571)
Totale	(13.418)	(3.529)
Fondi rischi per oneri e imposte differite nette	(127.076)	(128.155)
Fondi per benefici ai dipendenti	(4.767)	(4.778)
Capitale investito netto	255.721	254.919
Patrimonio netto	236.443	231.092
Indebitamento finanziario netto	19.278	23.827
Coperture	255.721	254.919

La situazione patrimoniale consolidata del Gruppo presenta un capitale investito netto in lieve crescita rispetto al dato del precedente esercizio (255.721 migliaia di euro contro 254.919 migliaia di euro del 31 dicembre 2024).

Il capitale immobilizzato risulta pari a 400.982 migliaia di euro contro 391.381 migliaia di euro del 2024 e registra un aumento complessivo di 9.601 migliaia di euro.

Nell'ambito di questa voce le immobilizzazioni immateriali sono pari a 250.806 migliaia di euro e si riducono complessivamente di 4.703 migliaia di euro rispetto al dato di fine 2024, mentre le immobilizzazioni materiali sono pari a 151.514 migliaia di euro ed aumentano di 13.828 migliaia di euro, principalmente per l'iscrizione del diritto d'uso relativo al noleggio degli impianti necessari alla prove di produzione di lunga durata della concessione Longanesi (15.627 migliaia di euro), in applicazione del principio contabile IFRS 16. L'aumento complessivo delle immobilizzazioni materiali ed immateriali (9.125 migliaia di euro) è determinata dal saldo tra gli incrementi netti (23.234 migliaia di euro) e gli ammortamenti del periodo (14.109 migliaia di euro).

Il saldo tra le altre attività e passività non correnti presenta ancora un valore negativo (1.338 migliaia di euro contro 1.814 migliaia di euro del 2024). Tale saldo comprende gli anticipi corrisposti per le future gare d'ambito (398 migliaia di euro), la quota non corrente relativa ad alcuni crediti di imposta (8 migliaia di euro), il fair value positivo dei derivati di copertura sulle commodity (570 migliaia di euro) e depositi cauzionali attivi (319 migliaia di euro) e passivi (2.633 migliaia di euro).

Il capitale circolante netto presenta un saldo negativo di 13.418 migliaia di euro rispetto ad un saldo negativo di 3.529 migliaia di euro di fine 2024.

Al suo interno sono in lieve calo le rimanenze (3.684 migliaia di euro contro 3.790 migliaia di euro del 2024), anche per l'assenza di giacenze di gas naturale. Presentano invece un calo maggiore i crediti commerciali (23.960 migliaia di euro contro 36.871 migliaia di euro del 2024) per effetto della progressiva fatturazione e dell'incasso dei consumi del periodo invernale e, in generale, della stagionalità dei consumi. Registrano infine una riduzione anche i debiti commerciali (23.832 migliaia di euro contro 30.619 migliaia di euro del 2024).

Il saldo tra gli altri debiti e crediti correnti è rimasto di segno negativo (17.230 migliaia di euro rispetto a 13.571 migliaia di euro di fine 2024) e risulta in crescita, includendo il debito per i dividendi deliberati nel mese di giugno ma non ancora distribuiti al termine del semestre (pari a 8.715 migliaia di euro). Per il restante importo, tale voce è poi prevalentemente costituita dal fair value dei derivati di copertura e da crediti e debiti di natura tributaria (imposte dirette e indirette, royalties, ecc.) e nei confronti di enti pubblici, quali la CSEA, che risentono generalmente dell'andamento economico del periodo e/o dell'ultimo esercizio e del differente periodo di liquidazione nel corso dell'anno.

Per quanto concerne la quota corrente del fair value netto dei derivati di copertura sulle commodity, a differenza del precedente esercizio, è di segno positivo per 1.965 migliaia di euro (fair value negativo per 4.621 migliaia di euro a fine 2024). Tali derivati, che hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili, sono stati contabilizzati con contropartita una riserva di patrimonio netto ed il relativo importo sarà pertanto recepito nel conto economico dei successivi periodi unitamente agli effetti economici positivi e negativi che saranno generati dagli elementi coperti.

Relativamente invece alle componenti di natura tributaria, registrano innanzitutto una forte variazione rispetto al dato di fine 2024 il saldo dell'imposta di consumo che passa da un credito netto di 270 migliaia di euro ad un debito netto di 2.275 migliaia di euro e la posizione netta dell'Iva che passa da un credito netto di 1.934 migliaia di euro ad un credito netto di 6 migliaia di euro. Aumenta il debito netto per le imposte sui redditi (875 migliaia di euro contro 775 migliaia di euro del 2024) al netto degli acconti versati nel semestre. I debiti per royalties e windfall tax sulle produzioni di idrocarburi si attestano invece a 3.112 migliaia di euro contro 3.988 migliaia di euro del 2024.

GRUPPO GAS PLUS
Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2025

La voce altri debiti e crediti correnti comprende infine i crediti per i contributi a fronte dei titoli di efficienza energetica - TEE - (2.557 migliaia di euro verso 2.018 migliaia di euro del 2024) per gli obblighi in capo alla società di distribuzione del Gruppo e non ancora liquidati.

I fondi rischi per oneri e imposte differite nette, le cui principali componenti sono costituite dal fondo smantellamento e ripristino siti, dal fondo oneri ambientali e dal fondo imposte differite nette, presentano complessivamente una riduzione di 1.079 migliaia di euro rispetto all'importo del precedente esercizio (127.076 migliaia di euro contro 128.155 migliaia di euro del 2024). Nell'ambito di questa voce si riduce il saldo positivo tra le imposte differite attive e passive, che risulta pari a 27.769 migliaia di euro contro 29.312 migliaia di euro della fine del precedente esercizio. Anche il fondo smantellamento e ripristino siti risulta in calo (141.979 migliaia di euro contro 144.829 migliaia di euro del precedente esercizio) per effetto dell'aggiornamento di alcuni parametri di stima, degli oneri di attualizzazione e degli utilizzi del periodo. Il fondo costituito a fine 2024 per il prevedibile mancato utilizzo della capacità di transito sul gasdotto TAG nel residuo periodo del contratto si riduce invece per effetto degli oneri sostenuti nel periodo (4.997 migliaia di euro rispetto a 5.091 migliaia di euro di fine 2024), così come il fondo oneri ambientali (5.203 migliaia di euro rispetto 5.236 migliaia di euro di fine 2024).

I fondi per benefici ai dipendenti ammontano a 4.767 migliaia di euro (4.778 migliaia di euro nel 2024) e rimangono sostanzialmente in linea con il dato di fine 2024.

L'indebitamento finanziario netto risulta invece ancora in calo rispetto alla fine dello scorso esercizio ed ammonta a 19.278 migliaia di euro contro 23.827 migliaia di euro di fine 2024.

Si segnala 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 19.248 migliaia di euro, in forte aumento rispetto al dato di fine 2024 (3.668 migliaia di euro) per effetto principalmente del noleggio degli impianti necessari alle prove di produzione di lunga durata della concessione Longanesi. Al netto di tali effetti, al termine del semestre, si registra pertanto una situazione di sostanziale pareggio finanziario.

Nell'ambito dell'indebitamento finanziario si registra un aumento della liquidità che passa da 29.101 migliaia di euro a 40.839 migliaia di euro del 2025. La liquidità comprende le giacenze sui conti correnti delle società controllata estere che non sono gestiti nell'ambito del sistema di cash pooling del Gruppo.

Rispetto al dato di fine 2024 risulta in aumento anche l'indebitamento finanziario corrente, che passa da 39.692 migliaia di euro a 46.073 migliaia di euro e comprende la parte corrente dei debiti finanziari non correnti per 10.749 migliaia di euro (5.668 migliaia di euro nel 2024) e dei debiti finanziari per lease (ai sensi del principio contabile IFRS 16) per 7.831 migliaia di euro (951 migliaia di euro nel 2024).

E' in lieve aumento rispetto al dato di fine 2024 l'indebitamento finanziario non corrente che passa da 13.236 migliaia di euro a 14.044 migliaia di euro del 2025 e comprende la quota non corrente dei finanziamenti assunti nel 2021 sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (Decreto Legge 8 aprile 2020) per 2.627 migliaia di euro e i debiti finanziari per lease (ai sensi del principio contabile IFRS 16) per 11.417 migliaia di euro.

Il patrimonio netto ammonta a 236.443 migliaia di euro contro 231.092 migliaia di euro al 31 dicembre 2024 e presenta un incremento di 5.351 migliaia di euro rispetto al dato di fine esercizio scorso principalmente a seguito dell'utile netto conseguito nel periodo (+10.175 migliaia di euro), degli effetti patrimoniali dei derivati di copertura (+4.592 migliaia di euro) e della delibera, assunta nello scorso mese di giugno, di distribuzione dei dividendi (-8.715 migliaia di euro).

Il Gruppo mantiene una struttura patrimoniale e finanziaria solida ed equilibrata con un rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto (0,08) che si riduce rispetto al già contenuto dato di fine 2024 (0,10).

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, si procede pertanto alla descrizione dei principali rischi e incertezze a cui il Gruppo è esposto e in particolare:

• Rischi operativi;
• Rischi normativi e regolatori;
• Rischi finanziari:
  • rischi di credito;
  • rischi di liquidità;
  • rischi di mercato;
• Rischi connessi al cambiamento climatico.

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. Per maggiori dettagli su quest'ultimo tema si rimanda alla Relazione sulla Corporate Governance (esercizio 2024).

Rischi operativi

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi (attività della 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. 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 la cui maggioranza risultano scadute e gestite in regime di prorogatio. Per le concessioni di cui è titolare la B.U. Network 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. Network riceverà le indennità previste in favore del gestore uscente, determinate sulla base della stima dei valori industriali di ricostruzione (VIR) 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. Retail può essere inoltre fortemente limitata dai poteri di regolamentazione in materia di determinazione di tariffe e condizioni che la normativa nazionale ha concesso all'ARERA. Una delle principali aree di rischio della B.U. Retail è quindi da ricondurre a potenziali 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. Retail 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 e vendita. La gestione di tali rischi è gestita direttamente dalla B.U. Retail avvalendosi, nell'attività di monitoraggio e di definizione dei livelli di rischio tollerabili, dei servizi centralizzati della Capogruppo.

Per quanto concerne gli altri rischi operativi si segnala che, a seguito dei radicali cambiamenti strutturali derivanti dalla cessazione dei flussi di gas di origine russa, trasformando il mercato del gas in Austria da mercato di transito a mercato di importazione, la controllata Gas Plus Italiana S.r.l. ha comunicato all'operatore TAG GmbH la cessazione anticipata (con effetto dal 13 giugno 2025) del contratto di trasporto gas a lungo termine sul sistema TAG - Trans Austria Gasleitung - per giusta causa. L'operatore ha respinto la validità della cessazione e ha proposto una soluzione alternativa di utilizzo.

Sono in corso contatti negoziali con la controparte, ma è possibile che non venga trovato un accordo e che venga pertanto instaurato un procedimento legale (ad esempio un arbitrato).

Gas Plus Italiana S.r.l., anche sulla base di parere legale acquisito, ritiene di avere valide e solide ragioni perché sia riconosciuta la cessazione anticipata del contratto per giusta causa.

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 del gas (B.U. Network) in materia di gare per l'affidamento del servizio e di regolazione tariffaria e quella riguardante le attività di coltivazione di idrocarburi (B.U. E&P).

In generale, le attività svolte dalle controllate 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 necessari 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 delle disposizioni di legge durante le fasi di esercizio e di smantellamento e ripristino dei siti minerari (ivi incluso l'obbligo di esecuzione di interventi di bonifica e ripristino ambientale a seguito di eventuali contaminazioni occorse durante l'esecuzione delle attività). 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.

Relativamente B.U. E&P Italia, quale aggiornamento rispetto a quanto già riportato nella relazione sulla gestione al 31 dicembre 2024, cui si rimanda, relativamente ad alcuni siti facenti parte di 3 concessioni di una delle controllate della suddetta business unit, si segnala che per alcuni dei ricorsi amministrativi con i quali sono stati impugnati i provvedimenti volti all'individuazione del soggetto responsabile si è concluso il primo grado di giudizio, in alcuni casi accogliendo il ricorso ed in altri, per i quali è già stato presentato (o è in corso di presentazione) l'appello al Consiglio di Stato, respingendolo.

In ogni caso, alla luce dell'esito di detti giudizi e sulla scorta dei pareri tecnici e legali ottenuti già citati nella relazione sulla gestione al 31 dicembre 2024, si deve continuare a ritenere del tutto marginale, e addirittura nullo in taluni casi, il potenziale grado di coinvolgimento della controllata in ordine sia nell'attribuzione della responsabilità, sia negli oneri che ne dovessero derivare, e ciò anche alla luce di una recentissima pronunzia del Consiglio di Stato pubblicata in data 19 agosto 2025 che, annullando un provvedimento regionale avente ad oggetto uno dei siti facenti parti delle concessioni di cui sopra, ha limitato la portata delle attività richiedibili dalla Pubblica Amministrazione alla controllata quale soggetto non responsabile della contaminazione.

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Sempre in relazione alle attività della B.U. E&P in Italia si segnala in particolare l'intervenuta abolizione, con il DL 17/10/2024 n. 153 (convertito nella Legge 13/12/2024 n. 191), del Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee ("PITESAI"), approvato con D.M. n. 548 del 28 dicembre 2021 e pubblicato in Gazzetta Ufficiale il successivo 11 febbraio 2022. Quanto sopra dopo l'emissione di numerose sentenze, passate in giudicato, di accoglimento di ricorsi promossi dagli operatori del settore.

Contestualmente all'abolizione del PiTESAI è stata introdotta, sempre con il DL 17/10/2024 n. 153, una nuova disciplina che, se da un lato ha previsto un divieto generalizzato al rilascio di nuovi permessi di ricerca e concessioni per i soli idrocarburi liquidi, fatta eccezione per i titoli già rilasciati alla data di entrata in vigore del decreto, dall'altro ripristina condizioni più equilibrate per la proroga delle concessioni nonché per lo sfruttamento del potenziale minerario e riduce altresì da 12 a 9 miglia la fascia marina costiera entro cui le attività di ricerca e coltivazione risultano interdette, fatte salve le aree marine e costiere protette.

La medesima norma ha altresì ulteriormente aggiornato talune condizioni delle procedure per l'approvvigionamento di lungo termine di gas nazionale (la cosiddetta "gas release"), il cui principale elemento di interesse per gli operatori nell'attuale formulazione è rappresentato dalla prospettiva di tempi autorizzativi certi e ravvicinati; la procedura così aggiornata al momento non è ancora stata concretamente attivata, si ritiene per esigenze di messa a punto proprio delle tematiche autorizzative.

Si richiamano infine le ulteriori evoluzioni connesse ad altre normative riguardanti i settori in cui è operativo il Gruppo:

Italia

• l'art. 37 del D.L. 21/2022, modificato ed integrato dall'art. 55 del D.L. 50/2022, aveva introdotto un contributo di natura straordinaria a carico dei soggetti che esercitavano nel territorio italiano l'attività di produzione e di vendita di energia elettrica e di gas. Il suddetto contributo era stato stabilito nella misura del 25% (inizialmente nella misura del 10%) dell'incremento del saldo tra le operazioni attive e passive ai fini IVA realizzato nel periodo compreso tra il 1° ottobre 2021 ed il 30 aprile 2022 rispetto al medesimo periodo del precedente anno. Il relativo versamento era stato effettuato in acconto (nella misura del 40%) entro il 30 giugno 2022 e a saldo (nella misura del 60%) entro il 30 novembre 2022. Relativamente a tale contributo si segnala che a fronte dei previsti versamenti erano state presentate apposite istanze di rimborso all'Agenzia delle Entrate (Direzione Regionale della Lombardia) sollevando profili di illegittimità costituzionale dell'art. 37 del D.L. 21/2022 che aveva istituito tale tributo. Alla scadenza del termine a disposizione dell'Agenzia delle Entrate per rispondere alle suddette istanze di rimborso, in assenza di risposta, si era proceduto all'impugnazione del silenzio-rifiuto ed all'avvio del contenzioso. Nel mese di marzo del 2024 si è tenuta la prima udienza relativa ad uno dei due ricorsi presentati dal Gruppo che è stata rinviata al 16 dicembre del suddetto anno, considerato che nel mese di aprile la Corte Costituzionale avrebbe discusso della legittimità della disposizione che aveva istituito il contributo. Con comunicato del 27 giugno 2024 la Corte costituzionale ha reso poi noto di aver dichiarato l'illegittimità dell'art. 37 del D.L. 21/2022 nella sola parte in cui non aveva escluso dalla base imponibile le accise versate allo Stato ed indicate nelle fatture attive. La relativa sentenza (n. 111/2024) è stata poi depositata il 28 giugno 2024. Poiché entrambi i ricorsi presentati dal Gruppo sono stati respinti, in prossimità della chiusura del semestre, sono stati presentati i ricorsi in appello contro le sentenze della Corte di Giustizia Tributaria di primo grado;

• l'art 1, commi 115-119, della Legge di Bilancio 2023 aveva introdotto un ulteriore contributo straordinario a carico dei soggetti che esercitano nel territorio dello stato l'attività di produzione di energia elettrica, gas metano e gas naturale e dei soggetti che esercitavano l'attività di produzione di gas metano o di estrazione di gas naturale, dei soggetti rivenditori di energia elettrica, gas metano e gas naturale e dei soggetti che esercitano l'attività di produzione, distribuzione e commercio di prodotti petroliferi. Il contributo che era dovuto solo nel caso in cui almeno il 75% dei ricavi dell'anno 2022 derivasse dalle attività sopra elencate era stato stabilito nella misura del 50% del reddito imponibile ai fini IRES dell'esercizio 2022 che eccedeva per almeno il 10% la media dei redditi imponibili conseguiti nei quattro anni precedenti. L'ammontare massimo dello stesso non poteva superare il 25% del patrimonio netto dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 della società soggetta al versamento. Le società della B.U. E&P Italia hanno provveduto al versamento di tale contributo nel corso del 2023 e, in prossimità della chiusura del semestre, hanno presentato apposite istanze di rimborso all'Agenzia delle Entrate (Direzione Regionale della Lombardia) sollevando profili di illegittimità costituzionale dell'art. 1, c. 115 e ss., della l. 197/2022 che aveva istituito tale tributo;

Romania

• per le società che esercitano l'attività di produzione di gas metano è previsto l'obbligo di vendere il 40% della loro produzione al prezzo fisso di € 24/MWh ("Price Cap" come modificato dalla Emergency Governament Ordinance "EGO" 32/2024 del 29.3.2024 che prevede anche la possibilità di modificare ulteriormente il Price Cap con decisione del Governo in base agli sviluppi del mercato domestico e internazionale del gas) sino al 31 marzo 2026 (termine esteso dalla EGO 6/2025 del 28.02.2025). Il Gruppo, come già riportato nella Relazione al Bilancio 2024, ritiene al momento che il suddetto obbligo non sia applicabile alla propria controllata Gas Plus Dacia S.r.l. e pertanto sono in corso diverse vertenze con le autorità competenti, nella più avanzata delle quali il Tribunale ha accolto l'eccezione di costituzionalità rimettendo la questione alla Corte Costituzionale rumena;

• la Legge 296/2023 entrata in vigore ad ottobre 2023 prevede che a partire dal 1° gennaio 2024 siano in vigore in Romania due nuovi tributi: (i) la "Minimum Turnover Tax", una imposta generale per tutti i contribuenti (ad esclusione degli intermediari finanziari e delle società di distribuzione, trasporto ed approvvigionamento di elettricità e gas naturale) che hanno registrato un fatturato superiore a 50 milioni di euro nell'anno precedente, pari ad un'aliquota dell'1% sul fatturato dell'anno, dovuta in sostituzione dell'imposta sul reddito, qualora quest'ultima risulti inferiore; (ii) la "Specific Turnover Tax", un'imposta aggiuntiva per le sole società attive nel settore oil & gas che hanno registrato un fatturato superiore a 50 milioni di euro nell'anno precedente, pari ad un'aliquota dello 0,5% sul fatturato dell'anno, da applicare negli anni 2024 e 2025. Il testo della norma relativo alla "Specific Turnover Tax" è stato ulteriormente modificato a fine marzo 2024, con la "Emergency Governament Ordinance 31/2024" (EGO 31), ma anche nella più recente formulazione della norma persistono ambiguità che mettono in dubbio l'applicabilità a Gas Plus Dacia di tale imposta. Per questa ragione, con l'ausilio dei consulenti legali rumeni, Gas Plus Dacia ha provveduto a contestare la "Specific Turnover Tax", come anche gli altri Partner della Joint Venture Midia, avanzando prima un "preliminary complaint" al Ministero delle Finanze e poi presentando una richiesta di sospensione della normativa secondaria emanata per l'implementazione della "Specific Turnover Tax". In coerenza e continuità con la posizione assunta nei confronti della "Specific Turnover Tax", all'inizio del 2025 Gas Plus Dacia, insieme agli altri Partner della Joint Venture, ha impugnato un ulteriore normativa secondaria emessa dal Ministero delle Finanze per implementare la Legge n. 290/2024, che ha esteso l'applicabilità dell'imposta alle società petrolifere e del gas con fatturato inferiore a 50 milioni di euro a partire dal 1° gennaio 2025.

Al di là delle modificazioni normative appena citate, il Gruppo con l'ausilio di esperti, esterni ed interni, 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) rischio su crediti commerciali

Il rischio è principalmente connesso alla possibilità che i clienti non onorino i propri debiti verso le società del Gruppo 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. In entrambi i casi, tale rischio è al momento estremamente contenuto per lo standing delle controparti e per il numero ridotto di posizioni.

In ambito Retail, in particolare, 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.

Si valuta inoltre, 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.

Le società del Gruppo accantonano un fondo svalutazione crediti 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. Le svalutazioni generiche vengono determinate secondo il modello delle perdite attese, determinate anche sulla base dell'esperienza storica.

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Si segnala infine che alcune società del Gruppo, nell'ottica di procedere ad un'ottimizzazione della propria struttura finanziaria e ad una sempre più efficiente gestione di tale rischio, hanno sottoscritto, in data 29 aprile 2013, un contratto con Intesa Sanpaolo per la cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti. Tale contratto, che nel corso dell'esercizio 2023 è stato ulteriormente rinnovato sino al mese di aprile del 2028, prevede nei limiti del plafond stabilito contrattualmente la cessione periodica e pro-soluto dei crediti commerciali gas della B.U. Retail.

b) rischio 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 vengono effettuate solo con istituzioni finanziarie primarie.

c) rischio 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 e commerciali.

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 in essere prevedono il rispetto di alcuni covenant e alcune limitazioni negli impegni che sono descritti nelle note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2024 alla nota n. 20 Debiti finanziari correnti e non correnti, a cui si rimanda.

Per quanto concerne infine l'attuale struttura finanziaria si rimanda anche a quanto già esposto a commento dell'indebitamento finanziario netto nell'ambito del paragrafo "Stato patrimoniale sintetico riclassificato".

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Rischio di mercato

Il rischio di mercato è il rischio che i flussi finanziari futuri di un'attività o di uno strumento finanziario possano fluttuare 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 dell'attività o dello strumento finanziario.

Per quanto concerne gli eventuali effetti derivanti dalle attuali tensioni geopolitiche (tra cui, ad esempio, quelli delle politiche economiche statunitensi anche in materia di dazi), stante anche la tipologia delle attività svolte ed i mercati di riferimento, si segnala che non sussistono sostanzialmente esposizioni del Gruppo a transazioni potenzialmente soggette ai relativi eventuali effetti negativi.

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.

Considerati le caratteristiche delle attuali attività all'estero, il Gruppo può essere soggetto a tale rischio in misura estremamente contenuta.

b) Rischio tasso di interesse

Per quanto riguarda le attività finanziarie detenute per la negoziazione, tale rischio afferisce 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.

Data l'attuale struttura finanziaria il Gruppo può essere soggetto a tale rischio in misura estremamente contenuta.

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 dell'attività di produzione e di vendita, oltreché sui relativi 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.

L'attività di gestione di tale rischio prevede l'impiego di strumenti finanziari derivati per limitare l'esposizione complessiva entro determinati valori.

Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso del primo semestre degli esercizi 2025 e 2024 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.

Rischi connessi al cambiamento climatico

La transizione energetica è il processo di evoluzione dell'economia globale verso un modello di sviluppo "low carbon", cioè a contenute/zero emissioni nette di gas serra (GHG), attraverso la progressiva sostituzione dei combustibili fossili nel mix energetico con fonti rinnovabili e altri vettori energetici a basso impatto climatico, grazie anche all'impiego su larga scala di tecnologie di abbattimento delle emissioni (es. carbon capture, use and storage).

Considerati i settori di attività del Gruppo, il cambiamento climatico rappresenta un rischio strategico per Gas Plus. A tale proposito, in ogni caso, si segnala che il gas metano è attualmente considerato un elemento fondamentale per accompagnare il sistema energetico verso la decarbonizzazione, riducendo di conseguenza le emissioni di gas serra e mitigando gli effetti del cambiamento climatico. Inoltre il Gruppo, che opera prevalentemente nel settore del gas, sulla base

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delle attuali previsioni di esplorazione e sfruttamento prevede di utilizzare entro il 2035 oltre l'80% delle riserve gas dei siti che attualmente sono state accertate e sono in produzione e/o si prevede saranno messe in produzione. Tale periodo rientra in quello generalmente previsto per la transizione energetica individuato negli accordi di Parigi. L'effetto delle eventuali mancate produzioni nei periodi successivi al 2035, se non sarà più consentita, è pertanto di entità contenuta.

L'urgenza di agire per mitigare il cambiamento climatico è basata sulle evidenze scientifiche prodotte dall'Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), che già nel 2018 aveva raccomandato di limitare l'incremento della temperatura globale a 1,5°C verso l'epoca preindustriale, al fine di evitare conseguenze irreversibili sull'ecosistema, riconoscendo che tale traguardo richiede un'accelerazione nei tempi di realizzazione e un ampliamento nella portata degli obiettivi fissati dai Paesi nell'ambito dell'Accordo di Parigi.

Nel corso della COP27 del 2022 è stato inoltre rilevato che, sulla base dei piani di mitigazione e adattamento (NDC) presentati dai Paesi entro settembre 2022, permane un gap emissivo di 20-23 GtCO2 eq al 2030 rispetto alla traiettoria compatibile con l'obiettivo di limitare l'incremento della temperatura media globale a 1,5°C. Le iniziative di decarbonizzazione annunciate o avviate dai governi di molti Paesi al fine di traguardare gli obiettivi dell'Accordo di Parigi, la spinta della società civile, delle ONG e del sistema finanziario, nonché l'evoluzione delle preferenze dei consumatori e il diffondersi di una crescente sensibilità al tema del cambiamento climatico e della salvaguardia degli ecosistemi naturali richiedono una partecipata attenzione da parte degli operatori.

A questo scopo Gas Plus, in particolare, ha partecipato ad uno specifico Gruppo di Lavoro dell'associazione di settore (Assorisorse) su tali tematiche unitamente ai principali operatori italiani, la cui attività si è incentrata sui seguenti obiettivi:

• la predisposizione di un quadro di sintesi relativo alle migliori tecnologie disponibili e pratiche operative per la riduzione, monitoraggio e rendicontazione delle emissioni di metano;
• l'analisi delle problematiche relative alla stima delle emissioni, ai monitoraggi e alle misure in campo e alla riconciliazione e rendicontazione dei dati;
• la promozione di KPI e obiettivi di riduzione univocamente definiti, con dati confrontabili e misure ripetibili;
• la formulazione di proposte per il superamento dei limiti attuali, in collaborazione con altre Associazioni e istituzioni interessate all'argomento;
• la predisposizione di un white paper;
• la disseminazione del lavoro fatto tramite l'organizzazione di eventi e seminari e la partecipazione a conferenze internazionali di settore, quali OMC e Gastech.

In relazione a tali tematiche è iniziata la fase applicativa del Regolamento Europeo n.

2024/1787 finalizzato alla riduzione delle emissioni di metano nel settore dell'energia, pubblicato nel luglio 2024, vigente in tutti i paesi dell'Unione Europea. Per tale Regolamento, la cui prima scadenza ricadeva nel primo semestre 2025, il Gruppo ha dato avvio agli adempimenti previsti ed ha anche riscontrato ulteriori richieste, in spirito di collaborazione, pervenute dal Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE).

Con tali attività, proseguite anche nel secondo semestre 2025, tutte le scadenze del Regolamento ad oggi intercorse risultano pienamente ottemperate da parte del Gruppo.

Il Regolamento prevede ulteriori future scadenze, con l'obbligo di proseguire, sulla base di quanto avviato nel primo semestre 2025, le attività di monitoraggio, di riparazione delle eventuali dispersioni riscontrate e di stima delle emissioni secondo calendari periodici, e di riportare all'Autorità competente gli esiti delle attività svolte. Il Regolamento però non si limita alle sopraccitate attività ma specifica che tutti gli eventuali rilasci accidentali di gas metano in atmosfera dovranno essere comunicati all'Autorità Competente, laddove non già previsto nell'ambito delle autorizzazioni ambientali vigenti. Inoltre, detto regolamento prevede che, entro il termine del 5 febbraio 2026, tutti gli asset esistenti dovranno conformarsi al Regolamento, eliminando tutti i rilasci in atmosfera e tutte le combustioni in torcia, laddove non richiesti per ragioni di sicurezza degli impianti.

È necessario evidenziare come durante questa prima fase di interpretazione ed implementazione del Regolamento sussistano numerose incertezze, sia tecniche che normative, in quanto il Regolamento stesso prevede scadenze per gli Stati membri ad oggi non completamente ottemperate in tutti gli Stati membri, nonché la definizione di standard tecnici da parte della Commissione Europea da adottare mediante atti delegati, le cui tempistiche non sono ad oggi definite.

Tale quadro di incertezza è ulteriormente aggravato a livello italiano dalla mancanza di un'Autorità Competente formalmente definita, che possa valutare le attività svolte e i rapporti tecnici trasmessi dagli operatori, nonché risolvere di concerto con gli operatori eventuali dubbi pratici e questioni tecniche che emergono dall'interpretazione ed applicazione del Regolamento. Si ha notizia di una bozza di un Disegno di Legge che, per le attività industriali del Gruppo, individuerebbe nel MASE la proposta Autorità Competente per l'Italia, da svolgere anche per il tramite delle Sezioni territorialmente competenti dell'Ufficio nazionale minerario per gli idrocarburi e le georisorse (UNMIG) per quanto riguarda l'E&P e con la facoltà di avvalersi del supporto del Sistema Nazionale per la Protezione dell'Ambiente (SNPA, che riunisce tutte le ARPA regionali e l'Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale - ISPRA) nonché di altri enti od organismi adeguatamente qualificati nello svolgimento delle predette attività. Tuttavia, tale provvedimento normativo non è ancora stato adottato alla data odierna, nonostante la scadenza prevista dal Regolamento per la nomina fosse fissata al 5 febbraio 2025.

In parallelo con la nomina dell'Autorità Competente, dovranno anche essere definiti gli schemi sanzionatori per le eventuali inadempienze degli operatori rispetto alle attività richieste e alle relative scadenze.

Infine, a livello europeo è stato attivato un tavolo di coordinamento tra le diverse Autorità Competenti (laddove già nominate) dei singoli Stati membri mentre a livello nazionale sono stati avviati tavoli di lavoro dalle rispettive Associazioni d'impresa, per condividere le eventuali difficoltà operative ed applicative del Regolamento, anche nella logica di identificare eventuali semplificazioni da apportare al Regolamento stesso in futuro.

ALTRE INFORMAZIONI

Rapporti con parti correlate

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

Dichiarazione di carattere non finanziario

Per l'esercizio 2025 il Gruppo non rientra nell'ambito di applicazione della disciplina in materia di rendicontazione societaria di sostenibilità di cui al D. Lgs. 125/2024 come modificato dal Decreto Legge 30 giugno 2025, n. 95, convertito con modificazioni dalla L. 8 agosto 2025, n. 118 – stante l'assenza dei parametri di cui all'art. 17, comma 1, lett. a) del menzionato decreto – e, pertanto, non viene predisposta la relazione di rendicontazione di sostenibilità.

Operazioni atipiche e/o inusuali

Il bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 2025 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

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,

GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2025

aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura nonché acquisizioni e cessioni.

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 17 settembre 2025 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 primo semestre 2025, quote della società controllante;
• non sussistono in generale altri aspetti da segnalare con particolare riferimento ai punti 1 e 2 del citato articolo.

EVENTI SIGNIFICATIVI DEL SEMESTRE

Oltre a quanto già commentato nei paragrafi precedenti non si segnalano altri eventi significativi nel primo semestre dell'esercizio 2025.

FATTI DI RILIEVO DOPO LA CHIUSURA DEL SEMESTRE

Oltre a quanto già segnalato nel corso della presente relazione non si segnalano altri eventi o fatti di rilievo dopo la chiusura del primo semestre dell'esercizio 2025.

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Si confermano risultati economici per l'anno 2025 in forte crescita (sia a livello di EBITDA sia a livello di Utile netto).

Le attività E&P, grazie all'avvio della produzione nella concessione Longanesi, registreranno un aumento dei livelli produttivi quantomeno pari a quello delle altre produzioni di gas in Italia, portando il Gruppo ad avvicinarsi od a raggiungere il traguardo di 300 milioni di metri cubi di produzione.

Le attività Network confermeranno il positivo andamento del 2024 mentre le attività Retail, anche a causa degli oneri non ricorrenti registrati nel primo semestre, registreranno risultati in calo.

Gli investimenti riguarderanno prevalentemente l'area E&P in Italia e, in particolare, la realizzazione delle opere di superficie della concessione di Longanesi, sebbene permarrà in ogni caso l'impegno del Gruppo anche nei progetti di sviluppo nelle attività regolate e commerciali downstream.

Sotto il profilo finanziario, le principali attività operative continueranno a generare flussi positivi di cassa e pertanto, l'indebitamento netto, nonostante i nuovi investimenti e salvo operazioni straordinarie, è previsto in linea con i contenuti livelli di fine 2024.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo vengono predisposti distinti schemi riclassificati diversi dai prospetti previsti dai principi contabili internazionali adottati dal Gruppo nel bilancio consolidato.

Tali schemi riclassificati contengono indicatori di performance alternativi (IAP) rispetto a quelli risultanti direttamente dagli schemi del bilancio consolidato e che il management ritiene utili ai fini del monitoraggio dell'andamento dei risultati del Gruppo; tali indicatori sono presentati nel rispetto degli orientamenti dell'ESMA (European Security and market Authority) e della CONSOB (Commissione Nazionale per le Società e la Borsa) 1 e sono da considerarsi come complementari, non sostitutivi, alle informazioni finanziarie contenute nei bilanci predisposti secondo gli IFRS.

Nel seguito sono forniti, in linea con gli orientamenti dell'ESMA richiamati dalla CONSOB, i criteri utilizzati per determinare gli indicatori alternativi di performance e per individuare partite che il management valuta non ricorrenti, non frequenti o inusuali, che sono da escludere e/o evidenziare al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo:

• Partite o poste non ricorrenti: componenti positive e negative di entità significativa che hanno la caratteristica di non ripetibilità negli esercizi futuri. In applicazione della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell'informativa finanziaria.
• Margine operativo lordo o EBITDA: Risultato operativo al lordo degli ammortamenti, dei

¹ In tal senso, l'ESMA, in data 5 ottobre 2015, ha pubblicato i propri orientamenti (ESMA/2015/1415) in merito ai criteri per la presentazione degli indicatori alternativi di performance che sostituiscono, a partire dal 3 luglio 2016, le raccomandazioni del CESR/05- 178b, recepiti nel nostro ordinamento con Comunicazione n. 0092543 del 3 dicembre 2015 della CONSOB. Inoltre, l'ESMA, in data 4 marzo 2021, ha pubblicato gli orientamenti sui requisiti di informativa dal nuovo Regolamento Prospetto (Regulation EU 2017/1129 e Regolamenti Delegati EU 2019/980 e 2019/979), che aggiornano le precedenti Raccomandazioni CESR (ESMA/2013/319, nella versione rivisitata del 20 marzo 2013). A partire dal 5 maggio 2021, su richiamo d'attenzione CONSOB n. 5/21, i sopracitati orientamenti dell'ESMA sostituiscono anche le raccomandazioni CESR in materia di indebitamento; pertanto, in base alle nuove previsioni, gli emittenti quotati hanno dovuto presentare, nelle note illustrative dei bilanci annuali e delle semestrali, pubblicate a partire dal 5 maggio 2021, un nuovo prospetto in materia di indebitamento da redigere secondo le indicazioni contenute nei paragrafi 175.ss. dei suddetti orientamenti ESMA.

ripristini di valore e delle svalutazioni 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 all'attività non caratteristica.

• EBIT: Risultato operativo al netto degli ammortamenti, dei ripristini di valore e delle svalutazioni, 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 all'attività non caratteristica.
• EBIT ADJUSTED: Risultato operativo al netto di ammortamenti ed al lordo dei ripristini di valore e delle svalutazioni. Nel primo semestre del 2025 e del 2024 non sono state contabilizzate svalutazioni e ripristini di valore delle attività immateriali e materiali.
• RISULTATO NETTO ADJUSTED: risultato netto di bilancio al lordo dei ripristini di valore e delle svalutazioni, delle partite non ricorrenti (esposte nell'ambito degli oneri e proventi diversi), della fiscalità relativa alle voci precedenti e delle imposte di natura non ricorrente. Non sono stati rilevati simili componenti nel primo semestre del 2025 e del 2024.
• Indebitamento finanziario netto: è rappresentata dalla somma algebrica dei debiti di natura finanziaria correnti e non correnti (con esclusione delle componenti relative ai derivati di copertura delle commodities), dei debiti finanziari per lease 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 (con esclusione delle compenti relative ai derivati di copertura delle commodities).
• Capitale investito netto: è definito come somma delle "Attività correnti", delle "Attività non correnti" e delle "Attività e Passività destinate alla vendita" (se presenti) al netto delle "Passività correnti" e delle "Passività non correnti", escludendo le voci considerate nella determinazione dell'Indebitamento Finanziario Netto.
• Capitale circolante netto: è dato dalla somma delle Rimanenze, dei Crediti Commerciali, dei Debiti Commerciali e del saldo netto delle altre attività e passività correnti, escludendo le voci considerate nella determinazione dell'Indebitamento Finanziario Netto.
• 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 petrolio, 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.

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Gruppo GAS PLUS

Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2025

Prospetti contabili e note esplicative

	SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE 49
	CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE 50
	CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE51
	PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE 52
	RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE53
	NOTE ESPLICATIVE 54
1.	Informazioni societarie 54
2.	Criteri di redazione e principi contabili adottati55
3.	Stagionalità dell'attività 56
4.	Totale indebitamento finanziario56
5.	Utilizzo di stime57
6.	Dividendi58
7.	Informativa di settore58
8.	Impairment test ai sensi dello IAS 3661
9.	Immobili, impianti e macchinari 62
10.	Diritti d'uso 63
11.	Avviamento 64
12.	Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali 64
13.	Altre attività finanziarie 64
14.	Rimanenze65
15.	Crediti commerciali 65
16.	Altri crediti66
17.	Fair value (derivati finanziari attivi e passivi)67
18.	Disponibilità liquide e mezzi equivalenti67
19.	Patrimonio netto 67
20.	Debiti finanziari correnti e non correnti68
21.	Debiti finanziari per lease correnti e non correnti70
22.	Fondo per benefici ai dipendenti 70
23.	Fondi per rischi e oneri 71
24.	Debiti commerciali 72
25.	Altri debiti correnti e non correnti73
26.	Ricavi 73
27.	Costi operativi 74
28.	Costi per il personale 75
29.	Proventi ed oneri finanziari75
30.	Imposte76
31.	Rapporti con parti correlate77
32.	Strumenti e rischi finanziari78
33.	Eventi successivi alla data del bilancio intermedio82

SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	Note	30/06/2025		31/12/2024
			di cui con		di cui con parti
			parti correlate		correlate
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	9	126.574		125.796
Diritti d'uso	10	24.940	3.096	11.890	1.314
Avviamento	11	884		884
Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali	12	249.922		254.625
Altre attività finanziarie	13	725		749
Fair value (derivati finanziari attivi)	17	570		-
Attività per imposte anticipate	30	39.009		40.549
Totale attività non correnti		442.624		434.493
Attività correnti
Rimanenze	14	3.684		3.790
Crediti commerciali	15	23.960	12	36.871	5
Crediti per imposte sul reddito	30	314		421
Altri crediti	16	12.724		14.152
Fair value (derivati finanziari attivi)	17	1.965		-
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	18	40.839		29.101
Totale attività correnti		83.486		84.335
TOTALE ATTIVITÀ		526.110		518.828
PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
Capitale sociale	19	23.353		23.353
Riserve	19	96.692		92.795
Utili a nuovo	19	115.696		111.863
Azioni proprie	19	(9.600)		(9.600)
Risultato del periodo	19	10.177		12.548
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO		236.318		230.959
Patrimonio netto di Terzi		125		133
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO E DI
TERZI		236.443		231.092
PASSIVITÀ
Passività non correnti
Debiti finanziari	20	2.627		10.519
Debiti finanziari per lease	21	11.417	2.649	2.717	770
Fondo per benefici ai dipendenti	22	4.767		4.778
Passività per imposte differite	30	11.240		11.237
Altri debiti	25	2.633		2.563
Fondi per rischi e oneri	23	154.845		157.467
Totale passività non correnti		187.529		189.281
Passività correnti
Debiti commerciali	24	23.832	34	30.619	65
Debiti finanziari	20	38.242		38.741
Debiti finanziari per lease	21	7.831	436	951	520
Altri debiti	25	31.044	6.630	22.327
Fair value (derivati finanziari passivi)	17	-		4.621
Debiti per imposte sul reddito	30	1.189		1.196
Totale passività correnti		102.138		98.455
TOTALE PASSIVITÀ		289.667		287.736
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		526.110		518.828

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	Note		1° Semestre 2025	1° Semestre 2024
			di cui con parti correlate		di cui con parti correlate
Ricavi di vendita	26	85.659	8	63.798	5
Altri ricavi e proventi	26	1.018		1.904
Totale Ricavi		86.677		65.702
Costi per materie prime e materiali di consumo	27	(18.964)		(14.796)
Costi per servizi ed altri	27	(30.774)	(6)	(22.692)	(4)
Costo del personale	28	(4.184)		(4.297)
Ammortamenti	9-10-12	(14.109)	(254)	(10.722)	(211)
RISULTATO OPERATIVO		18.646		13.195
Proventi finanziari	29	409		292
Oneri finanziari	29	(4.737)	(35)	(5.476)	(7)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		14.318		8.011
Imposte sul reddito	30	(4.143)		(2.720)
RISULTATO DEL PERIODO		10.175		5.291
Attribuibile a:
Gruppo		10.177		5.293
Terzi		(2)		(2)
Risultato per azione base (importi in Euro)		0,23		0,12

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	1° semestre 2025	1° semestre 2024
Risultato del periodo	10.175	5.291
Altre componenti di conto economico complessivo
che saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Variazioni di fair value dei derivati in regime di hedge accounting	6.229	(848)
Imposte	(1.637)	241
	4.592	(607)
Differenze di conversione di bilanci esteri	(775)	(14)
Altre componenti di conto economico complessivo
che non saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Utili/perdite attuariali sui fondi per benefici ai dipendenti	105	185
Imposte	(25)	(57)
	80	128
Totale variazioni di conto economico complessivo al netto delle imposte	3.897	(493)
Totale risultato complessivo al netto delle imposte	14.072	4.798
Attribuibile a:
Gruppo	14.074	4.800
Terzi	(2)	(2)

Gruppo GAS PLUS Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2025

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE

		Riserve
Importi in migliaia di Euro	Capitale sociale	Riserva legale	Riserva sovrap. azioni	Versamenti c/ capitale	Riserva di copertura derivati	Riserva di conversione cambi	Riserva differenze attuariali fondi benefici dipendenti	Totale riserve	Utili (perdite) a nuovo	Azioni Proprie (1)	Risultato del periodo	Totale patrimonio netto di gruppo	Totale patrimonio di terzi	Totale patrimonio netto
Saldo al 1° gennaio 2024	23.353	4.671	85.605	7.042	1.009	(1.540)	(436)	96.351	69.484	(9.600)	49.219	228.807	148	228.955
Destinazione utile	-	-	-	-	-	-	-	-	49.219	-	(49.219)	-	-	-
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	(6.536)	-	-	(6.536)	(14)	(6.550)
Risultato di periodo al 30 giugno 2024	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	5.293	5.293	(2)	5.291
Variazioni del risultato complessivo	-	-	-	-	(607)	(14)	128	(493)	-	-	-	(493)	-	(493)
Saldo al 30 giugno 2024	23.353	4.671	85.605	7.042	402	(1.554)	(308)	95.858	112.167	(9.600)	5.293	227.071	132	227.203
Saldo al 1° gennaio 2025	23.353	4.671	85.605	7.042	(2.882)	(1.314)	(327)	92.795	111.863	(9.600)	12.548	230.959	133	231.092
Destinazione utile	-	-	-	-	-	-	-	-	12.548	-	(12.548)	-	-	-
Distribuzione dividendi	-	-	-	-	-	-	-	-	(8.715)	-	-	(8.715)	(6)	(8.721)
Risultato di periodo al 30 giugno 2025	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	10.177	10.177	(2)	10.175
Variazioni del risultato complessivo	-	-	-	-	4.592	(775)	80	3.897	-	-	-	3.897	-	3.897
Saldo al 30 giugno 2025	23.353	4.671	85.605	7.042	1.710	(2.089)	(247)	96.692	115.696	(9.600)	10.177	236.318	125	236.443

(1) = al 30 giugno 2025, Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98% del capitale sociale) per un costo complessivo di 9.600 migliaia di Euro.

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE

Importi in migliaia di Euro	1° semestre 2025	1° semestre 2024
Flussi finanziari dell'attività operativa
Risultato del periodo	10.175	5.291
Ammortamenti degli immobili, impianti e macchinari	6.382	6.078
Ammortamenti dei diritti d'uso	1.480	(405)
Ammortamenti delle concessioni e delle altre immobilizzazioni immateriali	6.247	5.049
Accantonamento / (Utilizzo) altri fondi non monetari	328	(517)
Attualizzazione fondo smantellamento e ripristino siti	2.619	2.751
Altri (proventi) oneri finanziari complessivi	1.709	2.433
(Plusvalenze) / Minusvalenze patrimoniali	6	-
Imposte sul reddito	4.143	2.720
Incrementi/decrementi delle attività e passività operative
Variazione rimanenze	(47)	683
Variazione crediti commerciali verso terzi e correlate	12.050	8.844
Variazione debiti commerciali verso terzi e correlate	(6.787)	(6.663)
Oneri di smantellamento e ripristino siti sostenuti	(2.236)	(80)
Variazione fondi per benefici ai dipendenti	16	8
Oneri finanziari netti pagati nel periodo	(1.631)	(2.434)
Imposte sul reddito nette pagate	(2.699)	(890)
Variazione delle altre passività e attività operative	72	3.891
Flussi finanziari netti generati dall'attività operativa	31.827	26.759
Flussi finanziari dell'attività di investimento
Acquisto beni materiali	(7.468)	(5.148)
Acquisto beni immateriali	(1.640)	(1.143)
Flussi finanziari netti generati / (utilizzati) nell'attività di investimento	(9.108)	(6.291)
Flussi finanziari dell'attività finanziamento
Nuovi finanziamenti bancari	5.000	5.000
Finanziamenti rimborsati	(10.825)	(17.387)
Rimborso dei debiti per lease	(2.139)	(488)
Dividendi pagati	(6)	(14)
Incasso (Rimborso) debiti bancari per cartolarizzazione	(2.684)	16
Altre variazioni delle passività finanziarie	105	450
Flussi finanziari netti generati / (utilizzati) dall'attività di finanziamento	(10.549)	(12.423)
Effetto cambi traduzione bilanci di società estere	(432)	(3)
Incremento (decremento) delle disponibilità liquide	11.738	8.042
Disponibilità liquide all'inizio del periodo	29.101	21.055
Disponibilità liquide alla fine del periodo	40.839	29.097

NOTE ESPLICATIVE

1. Informazioni societarie

Gas Plus S.p.A. (la "Società") 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, iscritta al registro delle Imprese di Milano.

Le principali attività del Gruppo Gas Plus (il "Gruppo") sono:

• esplorazione e produzione idrocarburi (Business Unit Exploration & Production – E&P), con riferimento sia alla produzione in Italia (Business Unit E&P Italia), che all'estero (Business Unit E&P Estero);
• distribuzione di gas naturale (Business Unit Network);
• vendita gas naturale a clienti finali (Business Unit Retail);
• altre attività e attività non allocate, che comprendono lo stoccaggio gas (Business Unit Storage), attività in fase di start up, come meglio descritto nella Relazione intermedia sulla Gestione a cui si rimanda, e principalmente le attività relative alle funzioni comuni e servizi centralizzati della Capogruppo.

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

La società capogruppo Gas Plus S.p.A. è controllata da US. Fin S.r.l., che non esercita attività di direzione e coordinamento.

La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo per il periodo di sei mesi al 30 giugno 2025 è stata autorizzata con delibera degli Amministratori del 17 settembre 2025.

Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è inoltre assoggettato a revisione contabile limitata da parte di EY S.p.A. in base all'incarico conferito con delibera dell'Assemblea del 25 giugno 2024 per il novennio 2024-2032.

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato 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.

Ai sensi della Comunicazione Consob N. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, si precisa che il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 non include operazioni non ricorrenti.

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Gas Plus al 30 giugno 2025 include i dati della capogruppo Gas Plus S.p.A. e quelli delle società controllate sulle quali Gas Plus S.p.A. esercita direttamente o indirettamente il controllo.

Con efficacia contabile dal 1° gennaio 2025, è stata perfezionata la fusione per incorporazione della controllata Gas Plus International Holding S.r.l. in Gas Plus S.p.A.

In data 25 giugno 2025 è stata chiusa la procedura di liquidazione volontaria della società controllata olandese Gas Plus Netherlands B.V. in liquidazione.

Non sono intervenute altre variazioni nell'area di consolidamento nel corso del primo semestre 2025.

2. Criteri di redazione e principi contabili adottati

Criteri di redazione e di valutazione

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo è stato redatto in osservanza del D. Lgs. 58/1998 (art. 154-ter) e successive modifiche, nonché del Regolamento Emittenti emanato dalla Consob; la forma e il contenuto sono preparati in conformità con i principi contabili internazionali IFRS emessi dall'International Accounting Standards Board (IASB) e omologati dalla Comunità Europea ai sensi del regolamento n. 1606/2002. Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è stato redatto, in forma sintetica, in conformità allo IAS 34 "Bilanci intermedi". Tale bilancio semestrale abbreviato non comprende pertanto tutte le informazioni richieste dal bilancio annuale e deve essere letto unitamente al bilancio annuale predisposto per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2024.

In considerazione delle caratteristiche proprie dei business in cui opera il Gruppo, dell'ininterrotta prosecuzione delle attività operative, nonché dei risultati delle analisi condotte circa gli impatti relativi alla situazione di crisi del Medioriente e al perdurare del conflitto Russia – Ucraina, non sono stati ravvisati elementi che richiedessero un approfondimento riguardo la validità del presupposto della continuità aziendale.

Il Gruppo continuerà comunque a monitorare l'evoluzione della situazione: grazie al contenuto livello di indebitamento, lo stesso mantiene una struttura finanziaria solida e può attingere a risorse adeguate a supportare sia le necessità operative, sia i piani di sviluppo del business.

Principi contabili rilevanti

I principi contabili, i criteri e le procedure di consolidamento adottati per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2024, per la cui descrizione si fa rinvio, fatta eccezione per l'adozione dei nuovi principi, modifiche ed interpretazioni in vigore dal 1° gennaio 2025.

Nel periodo in esame, è entrato in vigore solo l'emendamento al principio contabile internazionale IAS 21 "The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates: Lack of Exchangeability" dal 1° gennaio 2025, che è stato applicato per la prima volta dal Gruppo senza tuttavia avere effetti sul bilancio consolidato semestrale abbreviato.

Al 30 giugno 2025, gli organi competenti dell'Unione Europea hanno concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione dei seguenti emendamenti, che entreranno in vigore dal 1° gennaio 2026:

• emendamenti all'IFRS 9 e all'IFRS 7 "Classification and Measurement of Financial Instruments";
• emendamenti all'IFRS 9 e all'IFRS 7 "Contracts Referencing Nature-Dependent Electricity".

Il Gruppo sta analizzando gli emendamenti indicati valutando se la loro adozione avrà un impatto sul bilancio consolidato.

Al 30 giugno 2025, gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione dei seguenti principi e modifiche:

• "Ciclo annuale di miglioramenti ai Principi contabili IFRS — Volume 11", tali modifiche saranno efficaci a partire dal 1° gennaio 2026.
• principio contabile IFRS 18 "Presentation and Disclosure in Financial Statements", tale principio entrerà in vigore dal 1° gennaio 2027;
• principio contabile IFRS 19 "Subsidiaries without Public Accountability: Disclosures", tale principio

entrerà in vigore dal 1° gennaio 2027.

Il Gruppo adotterà tali nuovi principi e modifiche, sulla base della data di applicazione prevista, quando questi saranno omologati dall'Unione Europea. Al momento è in corso di verifica la valutazione dei possibili effetti della loro introduzione sul bilancio consolidato.

3. Stagionalità dell'attività

La maggioranza dei ricavi (circa l'80%) è rappresentata dalla vendita del gas naturale al Gestore del Mercato Elettrico (GME) ed a clienti grossisti, industriali e civili.

La vendita di gas per i clienti civili è soggetta a variazioni stagionali influenzate dalle condizioni climatiche. In coerenza con i dati storici, i volumi di gas venduti ai clienti civili per i primi sei mesi sono pari a circa il 60% dei volumi venduti nell'intero anno.

La voce patrimoniale che accoglie i crediti derivanti dalla vendita del gas è Crediti commerciali.

Si segnala peraltro che il saldo al 30 giugno 2025 dei Crediti commerciali è inferiore rispetto a quello del 31 dicembre 2024, grazie anche ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2025 rispetto al quarto trimestre 2024, legati alla stagionalità sopra evidenziata.

4. Totale indebitamento finanziario

Il totale indebitamento finanziario netto del Gruppo al 30 giugno 2025, conforme agli orientamenti ESMA del 4 marzo 2021 ed al "Richiamo di attenzione n. 5/21" del 29 aprile 2021 emesso da CONSOB, è dettagliato come segue:

	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
A. Disponibilità liquide	40.839	29.101
B. Mezzi equivalenti e disponibilità liquide	-	-
C. Altre attività finanziarie correnti	-	-
D. Liquidità (A +B + C)	40.839	29.101
E. Debito finanziario corrente (1)	35.324	34.024
F. Parte corrente del debito finanziario non corrente	10.749	5.668
G. Indebitamento finanziario corrente (E + F)	46.073	39.692
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G -D)	5.234	10.591
I. Debito finanziario non corrente (2)	14.044	13.236
J. Strumenti di debito	-	-
K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti	-	-
L. Indebitamento finanziario non corrente (I + J + K)	14.044	13.236
M. Totale indebitamento finanziario (H + L)	19.278	23.827

Note:

(1) Al 30 giugno 2025 include per Euro 7.831 la quota a breve dei debiti per lease (Euro 951 al 31 dicembre 2024).

(2) Al 30 giugno 2025 include per Euro 11.417 la quota a medio/lungo termine dei debiti per lease (Euro 2.717 al 31 dicembre 2024).

L'indebitamento finanziario netto si è attestato a 19.278 Euro, in diminuzione di 4.549 Euro rispetto al valore del 31 dicembre 2024 ed in una situazione di sostanziale pareggio finanziario, al netto degli effetti contabili dell'applicazione del principio contabile IFRS 16 – Lease per 19.248 Euro (3.668 Euro al 31 dicembre 2024).

Nel primo semestre 2025 si registra un forte incremento della liquidità, che passa da 29.101 Euro a 40.839 Euro per i positivi flussi di cassa generati da tutte le B.U. operative del Gruppo. La liquidità comprende le giacenze sui conti correnti delle società controllate estere, che non sono gestiti nell'ambito del sistema di cash pooling del Gruppo.

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

L'indebitamento finanziario corrente e non corrente si incrementa, rispettivamente, da 39.692 Euro a 46.073 Euro e da 13.236 Euro a 14.044 Euro, per l'effetto congiunto:

• dell'incremento per Euro 15.538 dei debiti per lease per l'applicazione del principio contabile IFRS 16 relativamente al contratto di noleggio dell'impianto mobile di estrazione gas utilizzato nella concessione Longanesi;
• del decremento per Euro 8.391 dei debiti finanziari per il minor utilizzo delle linee di finanziamento revolving disponibili ed il rimborso secondo i termini contrattuali delle rate in scadenza dei finanziamenti in essere.

Ai sensi dello IAS 7 – Rendiconto finanziario si riporta nella seguente tabella la riconciliazione tra il saldo iniziale al 31 dicembre 2024 ed il saldo finale al 30 giugno 2025 del totale indebitamento finanziario.

	31 dicembre	Flussi monetari	Flussi non monetari		30 giugno
	2024		Variazione fair value	Altre variazioni	2025
Debiti finanziari correnti	39.692	(10.812)	-	17.193	46.073
Debiti finanziari non correnti	13.236	-	-	808	14.044
Passività nette derivanti da attività di finanziamento	52.928	(10.812)	-	18.001	60.117
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	29.101	11.738	-	-	40.839
Totale indebitamento finanziario	23.827	(22.550)	-	18.001	19.278

5. Utilizzo di stime

La redazione del bilancio consolidato intermedio abbreviato richiede da parte della Direzione l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività nonché sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio intermedio, effettuate con metodologie coerenti con il bilancio al 31 dicembre 2024.

Se nel futuro tali stime e assunzioni, basate sulla miglior valutazione attualmente disponibile, dovessero differire dalle circostanze effettive, saranno modificate in modo conseguente nel periodo di variazione delle circostanze stesse.

In particolare, le stime sono utilizzate per rilevare quote di ricavi e rimanenze di competenza, ammortamenti, benefici ai dipendenti, imposte, accantonamenti a fondi e per valutare la recuperabilità degli investimenti relativi all'attività E&P.

Ai fini della valutazione della recuperabilità delle immobilizzazioni materiali e immateriali della B.U. Exploration & Production e della determinazione dei relativi ammortamenti ed eventuali svalutazioni, oltre che della tempistica di sostenimento dei costi di smantellamento e ripristino dei siti minerari, rileva la valutazione delle riserve di idrocarburi che si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà, effettuata con il supporto di esperti indipendenti. 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. 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 viene data dalla direzione aziendale.

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025

Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Altre significative stime sono quelle relative agli obblighi derivanti dallo smantellamento delle attività materiali e dal relativo ripristino ambientale. 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 con il supporto di 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.

Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico.

Per una descrizione dettagliata degli altri valori di bilancio delle attività e passività, dei costi e ricavi influenzati dalle valutazioni discrezionali e stime contabili effettuate dalla Direzione si rimanda alla nota n. 5, Utilizzo di stime contenuta nella nota integrativa del bilancio consolidato al 31 dicembre 2024.

6. Dividendi

In data 11 giugno 2025, l'Assemblea degli Azionisti di Gas Plus S.p.A. ha deliberato di distribuire agli Azionisti, a titolo di dividendo e al lordo delle ritenute di legge, l'importo unitario di Euro 20 centesimi per ciascuna delle azioni (al netto delle azioni proprie) ordinarie in circolazione, per l'importo complessivo di Euro 8.715. Il pagamento è avvenuto alla fine del mese di luglio.

7. Informativa di settore

L'informativa primaria di Gruppo è fornita per settori di attività.

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

• esplorazione e produzione di idrocarburi (Business Unit Exploration & Production o anche Business Unit E&P);
• distribuzione di gas naturale (Business Unit Network);
• vendita di gas naturale 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.

Con riferimento alle "altre attività", il settore di attività "stoccaggio di idrocarburi" è tuttora in fase di avviamento e non consuntiva significativi valori economici e patrimoniali, in funzione della complessità tecnica del settore e dei necessari iter autorizzativi. Per tale motivo non viene fornita una separata informativa di settore.

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

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

Le tabelle seguenti presentano le informazioni sui ricavi e risultati economici riguardanti i segmenti di business del Gruppo per i periodi di sei mesi chiusi rispettivamente al 30 giugno 2025 e 2024.

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Informativa di settore primario, per attività (1° semestre 2025)

	Exploration & Production	Network	Retail	Altre attività e attività non allocate	Rettifiche ed elisioni	Totale consolidato
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	54.783	6.061	25.712	121	-	86.677
Vendite infrasettoriali	4.198	2.974	780	2.427	(10.379)	-
Totale ricavi	58.981	9.035	26.492	2.548	(10.379)	86.677
EBITDA	28.574	5.128	185	(1.132)	-	32.755
Ammortamenti	(11.573)	(2.326)	(31)	(179)	-	(14.109)
EBIT	17.001	2.802	154	(1.311)	-	18.646
Proventi diversi	-	-	-	-	-	-
Risultati operativi di settore	17.001	2.802	154	(1.311)	-	18.646
Oneri finanziari netti						(4.328)
Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza						14.318
Imposte sul reddito						(4.143)
Utile netto del semestre						10.175
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	7.395	37	-	36	-	7.468
Investimenti in immobilizzazioni immateriali (*)	-	1.355	9	1	-	1.365
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(6.287)	(62)	(2)	(31)	-	(6.382)
Ammortamenti dei diritti d'uso	(1.187)	(126)	(22)	(145)	-	(1.480)
Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*)	(3.824)	(2.138)	(7)	(3)	-	(5.972)
Investimenti in attività di esplorazione	275	-	-	-	-	275

(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione

Informativa di settore primario, per attività (1° semestre 2024)

	Exploration & Production	Network	Retail	Altre attività e attività non allocate	Rettifiche ed elisioni	Totale consolidato
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	37.145	6.316	22.198	43	-	65.702
Vendite infrasettoriali	1.588	3.248	661	2.193	(7.690)	-
Totale ricavi	38.733	9.564	22.859	2.236	(7.690)	65.702
EBITDA	17.176	4.802	3.209	(1.270)	-	23.917
Ammortamenti	(8.305)	(2.197)	(36)	(184)	-	(10.722)
EBIT	8.871	2.605	3.173	(1.454)	-	13.195
Proventi diversi	-	-	-	-	-	-
Risultati operativi di settore	8.871	2.605	3.173	(1.454)	-	13.195
Oneri finanziari netti						(5.184)
Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza						8.011
Imposte sul reddito						(2.720)
Utile netto del semestre						5.291

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	Exploration & Production	Network	Retail	Altre attività e attività non allocate	Rettifiche ed elisioni	Totale consolidato
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	4.931	104	-	113	-	5.148
Investimenti in immobilizzazioni immateriali (*)	-	1.024	-	9	-	1.033
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(5.988)	(57)	(3)	(30)	-	(6.078)
Ammortamenti dei diritti d'uso	704	(130)	(23)	(146)	-	405
Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*)	(2.911)	(2.010)	(10)	(8)	-	(4.939)
Investimenti in attività di esplorazione	110	-	-	-	-	110

(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione

Le tabelle seguenti presentano l'informativa di settore secondario per settore geografici della Business Unit E&P, mostrando i ricavi e risultati economici in Italia ed all'Estero rispettivamente al 30 giugno 2025 e 2024.

Informativa di settore secondario, per area geografica Business Unit E&P (1° Semestre 2025)

	Italia	Estero	Business Unit E&P
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	30.230	24.553	54.783
Vendite infrasettoriali	4.198	-	4.198
Totale ricavi	34.428	24.553	58.981
EBITDA	14.350	14.224	28.574
Ammortamenti	(7.342)	(4.231)	(11.573)
EBIT	7.008	9.993	17.001
Proventi diversi	-	-	-
Risultati operativi per area geografica	7.008	9.993	17.001
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	6.866	529	7.395
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(2.727)	(3.560)	(6.287)
Ammortamento diritto d'uso	(1.016)	(171)	(1.187)
Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*)	(3.399)	(425)	(3.824)
Investimenti in attività di esplorazione	200	75	275

(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione

Informativa di settore secondario, per area geografica Business Unit E&P (1° Semestre 2024)

	Italia	Estero	Business Unit E&P
Informazioni di natura economica
Vendite a clienti	20.533	16.612	37.145
Vendite infrasettoriali	1.588	-	1.588
Totale ricavi	22.121	16.612	38.733
EBITDA	6.699	10.477	17.176
Ammortamenti	(4.123)	(4.182)	(8.305)
EBIT	2.576	6.295	8.871
Proventi diversi	-	-	-
Risultati operativi per area geografica	2.576	6.295	8.871
Altre informazioni di settore
Investimenti in immobilizzazioni materiali	4.662	269	4.931
Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali	(2.461)	(3.527)	(5.988)
Ammortamento diritto d'uso	962	(258)	704
Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*)	(2.538)	(373)	(2.911)
Investimenti in attività di esplorazione	86	24	110

(*) Esclusa attività di ricerca e di esplorazione

8. Impairment test ai sensi dello IAS 36

Sebbene tutti i settori di attività abbiano evidenziato nel semestre risultati economici positivi, il Gruppo ha comunque condotto le consuete analisi al fine di identificare eventuali indicatori di impairment che potessero influire sul valore recuperabile degli assets delle C.G.U. dei propri settori di attività ossia:

• B.U. E&P;

• B.U. Network;

• B.U. Retail.

Per quanto concerne invece la B.U. Altre attività, che comprende le attività relative alle funzioni comuni e ai servizi centralizzati della Capogruppo e le iniziative relative all'attività di stoccaggio gas, attualmente in fase di start up, con una limitata esposizione ai rischi di mercato e con un valore di carico delle attività materiali non rilevante, si conferma che la stessa non ha significative attività non correnti da assoggettare a test di impairment.

Con riferimento alla struttura delle C.G.U. si segnala inoltre che la stessa non è stata modificata rispetto al bilancio consolidato dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2024 e si rinvia pertanto, per l'individuazione delle stesse, alle relative note esplicative.

L'analisi è stata condotta prendendo innanzitutto in considerazione i seguenti fattori: il contesto economico e politico, l'andamento dei prezzi del gas e l'andamento delle produzioni di idrocarburi delle singole CGU della B.U. E&P consuntivato nel primo semestre 2025.

Sono stati pertanto analizzati l'attuale contesto economico e politico (in particolare, la situazione di crisi in Medioriente, il perdurare della guerra tra Russia e Ucraina, le politiche economiche statunitensi e le politiche monetarie da parte delle banche centrali a seguito del rallentamento dell'inflazione), le principali variabili di scenario di breve e medio termine e i principali dati operativi delle controllate, oltreché i risultati economici conseguiti nel primo semestre da parte delle stesse, anche alla luce dei risultati del test di impairment svolto al 31 dicembre 2024.

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Rispetto alla situazione oggetto di analisi ai fini del test di impairment svolto in sede di bilancio al 31 dicembre 2024, sono rimasti i fattori di incertezza geopolitica, derivanti soprattutto dai fattori di cui sopra, ma si è assistito ad un'ulteriore riduzione dei tassi di interesse e ad un rallentamento dell'inflazione.

I prezzi medi del gas, in aumento rispetto al corrispondente periodo del 2024 come, tra l'altro, previsto (su base annuale) in sede di effettuazione dei test di impairment di tale esercizio, continuano invece ad essere elevati seppur in un quadro di continua volatilità e su livelli inferiori rispetto a quelli ipotizzati in sede di bilancio 2024.

Tale contesto, unitamente alla effettiva crescita complessiva delle produzioni di idrocarburi, contribuisce ancora positivamente alla recuperabilità del valore delle attività iscritte a bilancio, in special modo di quelle della B.U. E&P.

Per quanto concerne poi i restanti settori di attività si segnala che non risultano iscritti a bilancio assets relativi alle attività della B.U. Retail, mentre il valore contabile delle attività della B.U. Network, ai fini delle future gare d'ambito, è tuttora sensibilmente inferiore alla stima del valore industriale residuo (VIR).

Considerata l'assenza di indicatori di impairment, il Gruppo ha ritenuto pertanto di non procedere alla verifica della recuperabilità degli assets delle singole C.G.U. (in particolare di quelli della B.U. E&P) con le modalità del bilancio consolidato dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2024, confermando in tal modo le valutazioni effettuate in tale sede. Pertanto, relativamente alle C.G.U. della B.U. E&P sono confermate le assunzioni economico-tecniche effettuate in tale sede, con particolare riferimento agli investimenti da effettuare, ai costi di gestione e alle chiusure minerarie.

Per quanto concerne invece gli effetti della transizione energetica e del cambiamento climatico si manda a quanto già esposto nelle note esplicative al bilancio consolidato dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2024.

Infine, grazie al positivo risultato del 2024 ed ai livelli tuttora elevati dei prezzi del gas, per i noti motivi di carattere strutturale e geopolitico, la capitalizzazione di borsa del Gruppo si è progressivamente posizionata, in particolare dopo la chiusura del semestre, su valori in linea con il patrimonio netto consolidato.

9. Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 126.574 al 30 giugno 2025 e sono dettagliabili come segue:

	Terreni	Fabbricati	Impianti e macchinari (E&P)	Attrezzature industriali e commerciali	Altri beni	Immobil. in corso e acconti	Totale
Saldo iniziale lordo Fondo ammortamento e	9.050 -	3.693 (1.996)	205.770 (159.291)	526 (437)	5.639 (5.256)	77.056 (8.958)	301.734 (175.938)
svalutazione Saldo iniziale al 1° gennaio 2025	9.050	1.697	46.479	89	383	68.098	125.796
Investimenti	17	-	5.841	11	27	1.572	7.468
Ammortamenti	-	(61)	(6.255)	(8)	(58)	-	(6.382)
Altre variazioni	(7)	-	47.022	-	-	(47.323)	(308)
Saldo finale al 30 giugno 2025	9.060	1.636	93.087	92	352	22.347	126.574
Saldo finale lordo	9.060	3.693	258.633	537	5.666	31.305	308.894
Fondo ammortamento e svalutazione	-	(2.057)	(165.546)	(445)	(5.314)	(8.958)	(182.320)
Saldo finale al 30 giugno 2025	9.060	1.636	93.087	92	352	22.347	126.574

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Le immobilizzazioni materiali presentano un incremento complessivo pari ad Euro 778, dovuto all'effetto congiunto principalmente di:

• investimenti per Euro 7.468 prevalentemente riferiti all'inizio dei lavori di adeguamento della centrale di trattamento gas di San Potito nella concessione "Longanesi";
• ammortamenti per Euro 6.382 riferiti quasi esclusivamente alla B.U. E&P (di cui Euro 3.560 relativi all'attività di estrazione in Romania).

Nel corso del semestre, grazie all'inizio della produzione nella concessione "Longanesi" tramite le prove di esercizio di lunga durata, sono stati riclassificati dalla voce "Immobilizzazioni in corso ed acconti" alla voce "Impianti e macchinari (E&P)" i costi sostenuti negli esercizi precedenti per la realizzazione dei pozzi di perforazione, della rete di raccolta e monitoraggio e delle vasche di laminazione complessivamente per Euro 46.828, con un ammortamento nel periodo per Euro 1.119.

Per quanto riguarda le aliquote di ammortamento utilizzate si fa riferimento a quanto riportato nei principi adottati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2024.

10. Diritti d'uso

I diritti d'uso hanno un valore netto di Euro 24.940 al 30 giugno 2025 e sono dettagliabili come segue:

	Software	Terreni	Fabbricati	Impianti e macchinari (E&P)	Altri beni	Totale
Saldo iniziale lordo	125	17.129	5.689	495	59	23.497
Fondo ammortamento e svalutazioni	(88)	(7.385)	(3.681)	(428)	(25)	(11.607)
Saldo iniziale al 1° gennaio 2025	37	9.744	2.008	67	34	11.890
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	-	2	2.037	15.627	53	17.719
Ammortamenti	(24)	1.109	(344)	(2.211)	(10)	(1.480)
Rilevazione iniziale e variazione di stima dei costi di smantellamento e ripristino siti	-	(3.189)	-	-	-	(3.189)
Saldo finale al 30 giugno 2025	13	7.666	3.701	13.483	77	24.940
Saldo finale lordo	54	13.864	6.446	16.044	88	36.496
Fondo ammortamento e svalutazioni	(41)	(6.198)	(2.745)	(2.561)	(11)	(11.556)
Saldo finale al 30 giugno 2025	13	7.666	3.701	13.483	77	24.940

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

Nel primo semestre 2025, la voce presenta un incremento complessivo pari ad Euro 13.050 principalmente per l'effetto congiunto:

• dei nuovi contratti di noleggio sottoscritti nel semestre, tra cui si evidenzia il contratto di noleggio degli impianti mobili necessari alle prove di produzione di lunga durata della concessione "Longanesi" (per Euro 15.558), e della modifica delle ipotesi circa durata e opzioni contrattuali di alcuni contratti esistenti per complessivi Euro 17.719;
• degli ammortamenti nel semestre per Euro 1.480;
• della variazione negativa netta dei costi di smantellamento e ripristino siti relativi alla voce "Terreni" per Euro 3.189, in conseguenza dell'aggiornamento al 30 giugno 2025 delle ipotesi finanziarie prospettiche rispetto al 31 dicembre 2024, come meglio descritto nella successiva nota n. 23, Fondi per rischi e oneri.

11. Avviamento

L'avviamento ha un valore netto di Euro 884 al 30 giugno 2025 (senza variazioni rispetto al 31 dicembre 2024) ed è riferito all'acquisizione della società Rete Gas Fidenza S.r.l. avvenuta nel 2019. La società acquisita, attualmente incorporata in GP Infrastrutture S.r.l., era attiva nel servizio di distribuzione gas nel territorio del Comune di Fidenza (PR) e gestiva circa 12.500 PdR, con oltre 200 km di condutture.

Il Gruppo ha provveduto alla verifica della recuperabilità di tale posta senza rilevare svalutazioni da apportare al carrying amount iscritto al 30 giugno 2025. Per una disamina sulla metodologia utilizzata per tale verifica, si rimanda alla nota n. 7, Impairment test ai sensi dello IAS 36 inclusa nel bilancio consolidato al 31 dicembre 2024.

12. Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali

Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto di Euro 249.922 al 30 giugno 2025 e sono dettagliabili come segue:

	Concessioni di coltivazione	Costi di esplorazione	Beni in concessione (IFRIC 12)	Concessioni di distribuzione gas e altre	Totale
Saldo iniziale lordo	384.429	-	127.986	10.247	522.662
Fondo ammortamento e svalutazione	(200.322)	-	(57.688)	(10.027)	(268.037)
Saldo iniziale al 1° gennaio 2025	184.107	-	70.298	220	254.625
Investimenti	-	275	1.350	15	1.640
Ammortamenti	(3.817)	(275)	(2.081)	(74)	(6.247)
Altre variazioni	(96)	-	-	-	(96)
Saldo finale al 30 giugno 2025	180.194	-	69.567	161	249.922
Saldo finale lordo	384.333	275	129.336	10.262	524.206
Fondo ammortamento e svalutazione	(204.139)	(275)	(59.769)	(10.101)	(274.284)
Saldo finale al 30 giugno 2025	180.194	-	69.567	161	249.922

Le immobilizzazioni immateriali presentano un decremento complessivo pari ad Euro 4.703 da attribuire a:

• gli investimenti per complessivi Euro 1.640 principalmente relativi alla posa di nuovi tratti di rete e contatori elettronici al servizio degli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalla società controllata GP Infrastrutture S.r.l.;
• gli ammortamenti per Euro 6.247, principalmente relativi alle concessioni di sfruttamento minerario detenute dalle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l., Società Padana Energia S.r.l. e Gas Plus Dacia S.r.l. ed agli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalla società controllata GP Infrastrutture S.r.l.

Nel primo semestre del 2025 sono stati sostenuti costi di ricerca ed esplorazione che sono stati completamente ammortizzati nell'esercizio per Euro 275 (di cui Euro 75 relativi ad attività di ricerca condotta all'estero).

Al 31 dicembre 2024, la voce "Concessioni di coltivazione" includeva per Euro 96.271 il valore di riserve provate e probabili in alcuni siti non ancora produttivi. Al 30 giugno 2025, tale valore scende ad Euro 13.143 , grazie all'inizio della produzione nella concessione "Longanesi" tramite le prove di esercizio di lunga durata.

13. Altre attività finanziarie

Le altre attività finanziarie pari al 30 giugno 2025 ad Euro 725 sono dettagliate nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 2024:

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Depositi cauzionali	319	338
Anticipi per gare d'ambito	398	398
Crediti d'imposta	8	13
Totale altre attività finanziarie non correnti	725	749

14. Rimanenze

Le rimanenze pari al 30 giugno 2025 ad Euro 3.684 sono dettagliate nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 2024:

	30 giugno 2025		31 dicembre 2024
	Gas Naturale	Altre	Totale	Gas Naturale	Altre	Totale
Materie prime, sussidiarie e di consumo	-	2.444	2.444	-	2.298	2.298
Prodotti finiti e merci	-	1.459	1.459	287	1.271	1.558
Svalutazione magazzino	-	(219)	(219)	-	(66)	(66)
Totale	-	3.684	3.684	287	3.503	3.790

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.

Le rimanenze di prodotti finiti si riducono per l'assenza di quantità in giacenza del gas naturale a fine periodo, che al 31 dicembre 2024 ammontavano ad Euro 287 relativamente a 0,9 milioni di standard metri cubi (MSmc) in stoccaggio presso Stoccaggi Gas Italia S.p.A. Le giacenze al 30 giugno 2025 includono principalmente il petrolio in stoccaggio presso la concessione Mirandola della società controllata Società Padana Energia S.r.l.

Al 30 giugno 2025, per allineare il valore di iscrizione delle rimanenze di greggio e condensati al valore di mercato è stato stanziato un apposito fondo svalutazione per Euro 219 (Euro 66 al 31 dicembre 2024).

15. Crediti commerciali

I crediti commerciali pari al 30 giugno 2025 ad Euro 23.960 sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 2024:

Crediti commerciali:	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Vendita gas naturale
Utenti civili	2.698	13.521
Utenti industriali	1.272	1.031
Grossisti - Italia	806	806
Gas prodotto – Italia	3.755	3.284
Gas prodotto – Estero	3.731	4.470
Vendita greggio	370	403
Trattamento gas	536	850
Distribuzione gas naturale - società di vendita	2.314	4.479
Altri	11.691	11.293
Totale crediti	27.173	40.137
Fondo svalutazione	(3.213)	(3.266)
Crediti commerciali netti	23.960	36.871

Si riporta di seguito la movimentazione del fondo svalutazione crediti registrata nel primo semestre 2025:

Fondo svalutazione crediti
Fondo al 1° gennaio 2025	(3.266)
Accantonamenti	-
Rilascio per esubero	52
Utilizzi	1
Fondo al 30 giugno 2025	(3.213)

I crediti verso clienti riguardano prevalentemente l'attività di vendita di gas metano della B.U. Retail ad utenti finali e della B.U. E&P del gas metano di produzione in Italia (dal 1° aprile 2025, il gas di produzione è venduto al Gestore del Mercato Elettrico - GME, per la parte non assorbita dalle esigenze di approvvigionamento della B.U. Retail) e all'estero (il gas di produzione è venduto ad un primario grossista). Il decremento nel corso del semestre dei crediti commerciali è legato ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2025 rispetto al quarto trimestre 2024 dovuti alla stagionalità del business delle B.U. Retail e Network.

L'anzianità dei crediti commerciali al 30 giugno 2025 è dettagliata nella seguente tabella con il relativo confronto con i saldi al 31 dicembre 2024:

Crediti commerciali:	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Crediti commerciali totali	27.173	40.137
Fondo svalutazione crediti	(3.213)	(3.266)
Crediti commerciali netti	23.960	36.871
Crediti a scadere e scaduti da
meno di 60 gg.	23.960	36.871
Crediti scaduti da 60 a 180 gg.	-	-
Crediti scaduti da oltre 180 gg.	-	-
Crediti commerciali netti	23.960	36.871

16. Altri crediti

Gli altri crediti correnti, pari al 30 giugno 2025 ad Euro 12.724, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

Altri crediti	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
IVA	336	1.934
Imposta di consumo	-	270
Crediti verso CSEA	1.918	1.661
Crediti verso consorzi	4.100	4.259
Crediti contributi ARERA - Progetto TEE	2.557	2.018
Note di credito da ricevere per acquisto gas	2.621	2.767
Ratei e risconti	1.075	1.129
Crediti diversi	117	114
Totale altri crediti	12.724	14.152

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, crediti verso società di distribuzione terze e verso la Cassa Conguaglio dei Servizi Energetici

Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

(CSEA) e crediti per contributi da ricevere dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (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. La voce diminuisce rispetto al 31 dicembre 2024 di Euro 1.428 principalmente per la riduzione dei crediti per imposte indirette, quali IVA ed imposta in consumo.

17. Fair value (derivati finanziari attivi e passivi)

Al 30 giugno 2025 le attività per fair value sono pari complessivamente ad Euro 2.535, di cui Euro 570 relative a strumenti derivati non correnti ed Euro 1.965 relative a strumenti derivati correnti.

Al 31 dicembre 2024 non vi erano in essere attività per fair value correnti e non correnti, ma passività per fair value relative a strumenti derivati correnti per Euro 4.621.

Nel primo semestre 2025, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha stipulato con alcuni istituti di credito e società accreditate alcuni derivati (swap) per la copertura del rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas, per conto delle singole società esposte a tale rischio. Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso del primo semestre 2025 hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.

18. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Cassa	6	8
Conti correnti bancari	40.833	29.093
Totale	40.839	29.101

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono così dettagliati:

Le disponibilità liquide al 30 giugno 2025 includono le giacenze sui conti correnti delle società controllate estere, che non rientrano nell'ambito del sistema di cash pooling del Gruppo.

Per una migliore comprensione delle variazioni dei flussi di cassa intercorsi nel periodo si rimanda al rendiconto finanziario.

19. Patrimonio netto

Di seguito si forniscono indicazioni in merito alla natura e alla composizione delle principali componenti di patrimonio netto:

Capitale Sociale

Non ha subito variazioni rispetto al 31 dicembre 2024.

Riserve

Le riserve sono costituite da:

• La Riserva legale, la Riserva Versamenti c/capitale e la Riserva sovrapprezzo azioni, che non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2024.
• La Riserva di copertura derivati, che accoglie le variazioni di fair value dei derivati su commodities stipulati dal Gruppo, contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle relative variazioni di imposte differite.
• La Riserva per differenze attuariali dei fondi per benefici ai dipendenti, che include tutti gli utili e le perdite attuariali che emergono dal ricalcolo del valore attuale del fondo di trattamento di fine rapporto, al netto delle relative variazioni di imposte differite.

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

• La Riserva di conversione cambi, che accoglie le differenze legate al differente cambio utilizzato per la conversione delle attività e passività delle imprese controllate estere (cambio corrente alla data di fine periodo) rispetto al cambio utilizzato per la conversione dei rispettivi proventi ed oneri (cambi medi di periodo).

Utili (perdite) a nuovo

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 immateriali costituiti dagli impianti di distribuzione del gas, valutazione effettuata utilizzando il fair value come sostituto del costo in sede di prima applicazione degli IFRS.

Azioni proprie

Le azioni proprie non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2024. Al 30 giugno 2025, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari a 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di Euro 9.600.

Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato per i semestri chiusi al 30 giugno 2025 e al 30 giugno 2024 per una descrizione quantitativa delle riserve di patrimonio netto.

Altre componenti del conto economico complessivo

Nel primo semestre 2025, le altre componenti del conto economico complessivo includono:

• le variazioni di fair value dei derivati su commodities contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle imposte differite, per una variazione positiva di complessivi Euro 4.592 (nel primo semestre 2024 la variazione negativa era di Euro 607 ed includeva anche le variazioni di fair value degli interest rate swap chiusi nel quarto trimestre 2024);
• la riserva di traduzione dei bilanci esteri la cui valuta funzionale è diversa dall'euro per una variazione negativa di Euro 775 (nel primo semestre 2024 la variazione negativa era di Euro 14);
• la riserva per differenze attuariali TFR per una variazione positiva di complessivi Euro 80, al netto delle imposte differite (nel primo semestre 2024 la variazione era positiva di Euro 128).

20. Debiti finanziari correnti e non correnti

Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari del Gruppo al 30 giugno 2025 e al 31 dicembre 2024 con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:

Tipologia	Tasso interesse eff. % Scadenza		30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Correnti
Scoperti bancari		A richiesta	7	5
Banca ISP – incassi per crediti
cartolarizzati		Quindicinale	384	3.068
Anticipi SBF su portafoglio effetti		30-90 giorni	102	-
Finanziamento Revolving Banca ISP	Euribor 3m + spread		7.000	15.000
Finanziamento Revolving Banco BPM	Euribor 3m + spread		10.000	5.000
Finanziamento BCC Cantu	Euribor 3m + spread	06/02/2026	4.979	-
Finanziamento BPER	Euribor 3m (media mese) + spread	07/08/2025 – 07/02/2026	1.675	1.629
Finanziamento BPS	Euribor 3m + spread	05/11/2025	10.000	10.000
Finanziamenti D.L.Liquidità ISP-BPM	Euribor 3m + spread	Piano rimborso	4.095	4.039
Totale debiti finanziari correnti			38.242	38.741
Non correnti
Finanziamento BCC Cantu	Euribor 3m + spread		-	4.975
Finanziamento BPER	Euribor 3m (media mese) + spread		-	851
Finanziamenti D.L. Liquidità ISP-BPM	Euribor 3m + spread	Piano rimborso	2.627	4.693
Totale debiti finanziari non correnti			2.627	10.519
Totale debiti finanziari			40.869	49.260

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Scoperti c/c bancario

Gli scoperti di c/c bancario, pari a 7 Euro (5 Euro al 31 dicembre 2024), 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

Il Gruppo ha in essere con Intesa Sanpaolo un contratto di cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti della B.U. Retail, per un ammontare massimo di 20 milioni di Euro, con plafond rotativo. Nel corso dell'anno 2023, il relativo contratto è stato rinnovato sino al mese di aprile del 2028.

Il debito per incassi di crediti cartolarizzati per Euro 384 è stato regolarmente rimborsato all'istituto di credito, secondo le scadenze pattuite.

Finanziamento Revolving Banca ISP

In data 6 marzo 2024, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Intesa Sanpaolo un contratto di finanziamento di tipo revolving a medio termine per un importo complessivo di Euro 30 milioni, da utilizzarsi esclusivamente per cassa, e con scadenza il 6 marzo 2026.

Alla data del 30 giugno 2025, tale finanziamento risulta utilizzato per Euro 7 milioni.

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) e il margine previsto contrattualmente. Inoltre, il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo.

Il contratto di finanziamento prevede un parametro finanziario (financial covenant) da verificarsi semestralmente, a partire dal bilancio chiuso al 31 dicembre 2024, sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità ai principi contabili IFRS. Tale parametro finanziario risulta essere il Leverage Ratio (Posizione finanziaria netta / EBITDA) e risulta rispettato alla data del 30 giugno 2025.

Finanziamento Revolving Banco BPM

In data 17 dicembre 2024, Gas Plus S.p.A., unitamente alle società controllate Società Padana Energia S.r.l. e Longanesi Sviluppo S.r.l. (i beneficiari) hanno stipulato con Banco BPM un nuovo contratto di finanziamento di tipo revolving a medio termine per un importo complessivo di Euro 30 milioni, da utilizzarsi esclusivamente per cassa, e con scadenza il 16 dicembre 2027. Tale contratto sostituisce la precedente linea di tipo revolving dell'importo di Euro 15 milioni rimborsata entro la data di scadenza prevista (1° dicembre 2024).

Alla data del 30 giugno 2025, tale finanziamento risulta utilizzato per Euro 10 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.

Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari (financial covenants) da verificarsi semestralmente, a partire dal bilancio chiuso al 30 giugno 2025, sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità ai principi contabili IFRS. Tali parametri risultano attualmente essere:

• Indebitamento finanziario netto/EBITDA;
• Indebitamento finanziario netto/patrimonio netto.

Si segnala che al 30 giugno 2025 tali parametri finanziari risultano rispettati.

Altri finanziamenti

I contratti di finanziamento con BPER e BCC Cantù sono stati stipulati nel mese di agosto del 2024 ed hanno una durata di 18 mesi con scadenza prevista nel mese di febbraio del 2026.

Tali finanziamenti non prevedono il rispetto di parametri finanziari, né il rilascio di garanzie.

Nel corso del primo semestre 2025, il Gruppo ha regolarmente rimborsato la rata in scadenza del contratto di finanziamento con BPER per 0,8 milioni di Euro.

La linea di anticipazione finanziaria con Banca Popolare di Sondrio (BPS) è stata stipulata nel mese di giugno 2024 e risulta interamente utilizzata al 30 giugno 2025. Si tratta di una linea a revoca.

Gruppo GAS PLUS

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Finanziamenti D.L. Liquidità ISP e BPM

Il Gruppo ha regolarmente rimborsato le rate dei finanziamenti in scadenza nel primo semestre 2025 per 2,0 milioni di Euro.

21. Debiti finanziari per lease correnti e non correnti

Nella seguente tabella sono riportate le movimentazioni dei debiti finanziari per lease correnti e non correnti del Gruppo:

	Totale debiti per lease	Debiti per lease correnti	Debiti per lease non correnti
Saldo finale al 1° gennaio 2025	3.668	951	2.717
Nuovi contratti e modifiche contrattuali	17.719	6.883	10.836
Riclassifica	-	2.136	(2.136)
Oneri finanziari	268	268	268
Decrementi	(2.407)	(2.407)	(2.407)
Saldo finale al 30 giugno 2025	19.248	7.831	11.417

In applicazione del principio IFRS 16, al 30 giugno 2025, il Gruppo ha in essere debiti finanziari per lease correnti per 7.831 Euro (al 31 dicembre 2024 per Euro 951) e debiti finanziari per lease non correnti per 11.417 Euro (al 31 dicembre 2024 per Euro 2.717). Il complessivo incremento di Euro 15.580 rispetto al 31 dicembre 2024 è principalmente legato all'iscrizione del debito per il noleggio degli impianti mobili necessari alle prove di produzione di lunga durata della concessione "Longanesi". Gli altri contratti in essere si riferiscono principalmente agli affitti aventi ad oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo, nonché a contratti di locazione dei terreni nelle aree delle concessioni di sfruttamento minerario della B.U. E&P Italia.

22. Fondo per benefici ai dipendenti

Il fondo per benefici ai dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2025 ammonta ad Euro 4.767 (al 31 dicembre 2024 era pari ad Euro 4.778) ed include quasi esclusivamente il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato disciplinato dalla legislazione italiana all'articolo 2120 del codice civile. In particolare, per quanto riguarda lo scenario economico-finanziario i parametri tendenziali utilizzati per la valutazione al 30 giugno 2025 e al 31 dicembre 2024 sono i seguenti:

	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Tasso di attualizzazione	3,70%	3,38%
Tasso annuo di inflazione	2,00%	2,00%
Tasso annuo di incremento TFR	3,00%	3,00%
Incremento annuo retribuzioni	1,00%	1,00%
Tasso annuo di rotazione del personale	3,00%	3,00%
Tasso annuo di anticipazioni	2,00%	2,00%

Riportiamo nella seguente tabella la movimentazione intervenuta nel fondo per benefici ai dipendenti relativa al primo semestre 2025:

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Fondi per benefici ai dipendenti	30 giugno 2025
Trattamento di fine rapporto - saldo iniziale	4.675
Trasferimenti	(11)
Benefici pagati	(86)
Subtotale delle variazioni di stato patrimoniale	(97)
Costo del servizio	109
Interessi netti	78
Subtotale incluso nel conto economico	187
Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziarie	(113)
Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni demografiche	-
Aggiustamenti sulla base dell'esperienza	8
Subtotale incluso nel conto economico complessivo	(105)
Trattamento di fine rapporto - saldo finale	4.660
Fondo per trattamento di quiescenza e obblighi simili	107
Fondi per benefici ai dipendenti	4.767

23. Fondi per rischi e oneri

I fondi per rischi e oneri hanno un valore netto di Euro 154.845 al 30 giugno 2025 e sono dettagliabili come segue:

	Fondo smantellamento e ripristino siti	Fondo per contenziosi	Fondo oneri ambientali	Altri fondi	Totale
Saldo al 1° gennaio 2025	144.829	2.311	5.236	5.091	157.467
Rilevazione iniziale e variazione di stima	(3.233)	-	-	-	(3.233)
Oneri finanziari per effetto
attualizzazione	2.619	-	-	-	2.619
Accantonamento nell'esercizio	-	366	-	-	366
Utilizzo nell'esercizio a fronte di oneri	(2.236)	(11)	(33)	(94)	(2.374)
Saldo al 30 giugno 2025	141.979	2.666	5.203	4.997	154.845

Il fondo smantellamento e ripristino siti accoglie la stima dei costi che presumibilmente saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione del gas o della durata della concessione per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.

I costi di smantellamento e di ripristino siti, riferiti principalmente a concessioni di coltivazione della B.U. E&P Italia, sono stati incrementati per effetto dell'inflazione che è stata ipotizzata pari al 2,2% nel 2025 per poi attestarsi al 2,0% dal 2026 in avanti (sostanzialmente in linea rispetto ai tassi di inflazione utilizzati al 31 dicembre 2024, che erano pari al 2,3% nel 2025 per poi diminuire sino al 2,0% nel 2029 – fonte: Banca Centrale Europea, Survey of Professional Forecasters) e successivamente attualizzati ad un tasso di interesse corrispondente alla curva forward Euribor 6 mesi, che prevede un tasso del 2,05% (in riduzione rispetto al tasso del 2,30% utilizzato al 31 dicembre 2024) per il secondo semestre 2025, ma un tasso in crescita dal 1,9% al 2,7% tra il 2026 ed il 2030 (in aumento rispetto ai tassi di attualizzazione utilizzati al 31 dicembre 2024, che oscillavano tra il 2% del 2026 ed il 2,3% del 2029).

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La voce "Fondo per contenziosi" include principalmente l'accantonamento nel bilancio della società controllata rumena Gas Plus Dacia S.r.l. delle sanzioni, oggetto di controversia con l'autorità nazionale di regolamentazione dell'energia rumena (ANRE), ricevute per il periodo luglio 2022-dicembre 2023 e quelle stimate per l'anno 2024 e per il primo semestre 2025, per un valore complessivo di circa 2,6 milioni di Euro. In Romania per le società che esercitano l'attività di produzione di gas metano era previsto l'obbligo di vendere il 40% della loro produzione al prezzo fisso di € 30/Mwh sino al 31 marzo 2025. Successivamente, tale obbligo era stato rivisto con la EGO 32/2024 e la EGO 6/2025, riducendo il prezzo fisso a 24 €/Mwh a partire dal 1° aprile 2024 ed estendendo l'obbligo fino al 31 marzo 2026. Il Gruppo ritiene al momento che il suddetto obbligo non sia applicabile alla propria controllata Gas Plus Dacia S.r.l. e pertanto sono in corso varie vertenze con le autorità competenti, nella più avanzata delle quali il Tribunale ha accolto l'eccezione di costituzionalità rimettendo la questione alla Corte Costituzionale rumena.

La voce "Altri Fondi" comprende il fondo costituito nel bilancio dell'anno 2024 per Euro 5.091 a fronte dei potenziali oneri relativi al contratto di trasporto gas a lungo termine sul Gasdotto TAG, contratto per il quale la società controllata Gas Plus Italiana S.r.l., nel corso del mese di giugno del corrente anno, ha comunicato all'operatore la cessazione anticipata del contratto per giusta causa.

Sebbene si ritenga, anche sulla base di parere legale acquisito, di avere attualmente valide e solide ragioni per considerare il contratto cessato per giusta causa a partire dal 13 giugno 2025, in vista di una possibile controversia legale, si mantiene prudenzialmente il fondo iscritto a bilancio per l'importo originario al netto degli oneri sostenuti nel primo semestre 2025 sino alla data di cessazione.

Nel primo semestre 2025, i fondi si decrementano complessivamente di Euro 2.622 principalmente per l'effetto congiunto:

• dell'incremento di Euro 2.619 per oneri finanziari conseguente all'attualizzazione dei costi di chiusura mineraria;
• del decremento di Euro 3.233 per la variazione di stima dei costi di smantellamento e ripristino siti, in conseguenza dell'aggiornamento delle ipotesi finanziarie prospettiche applicate nel corso del primo semestre;
• della riduzione per Euro 2.236 che si riferisce agli utilizzi e ai relativi oneri sostenuti nel periodo per le chiusure minerarie;
• dell'incremento di Euro 354 per il prudenziale accantonamento delle sanzioni stimate per il primo semestre 2025 per la mancata applicazione del prezzo fisso al 40% della produzione venduta in Romania.

24. Debiti commerciali

Nella seguente tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 30 giugno 2025 e al 31 dicembre 2024:

Debiti commerciali	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Fornitori Italia	23.079	29.976
Fornitori estero	753	643
Totale debiti commerciali	23.832	30.619

I debiti verso fornitori derivano prevalentemente dalle forniture di gas metano e di materiali per la realizzazione degli impianti gas.

Il decremento nel corso del semestre dei debiti commerciali è legato all'assenza di acquisti di gas metano da grossisti nel secondo trimestre 2025 da parte della B.U. Retail. Infatti, a partire dal 1° aprile 2025, l'approvvigionamento di gas metano di tale B.U. viene garantito dalla società controllata Società Padana Energia S.r.l., con l'elisione dei relativi acquisti nell'ambito del bilancio consolidato.

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25. Altri debiti correnti e non correnti

Gli altri debiti correnti, pari al 30 giugno 2025 ad Euro 31.044, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l'esercizio precedente:

	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Debiti per dividendi deliberati non distribuiti	8.715	-
Debiti per imposta di consumo	2.275	-
IVA	330	-
Debiti per royalties	3.045	3.735
Debiti verso consorzi	7.560	9.354
Debiti per windfall tax	67	253
Debiti verso il personale	2.496	2.311
Debiti verso istituti di previdenza	1.206	1.137
Debiti verso CSEA	1.815	3.017
Premi comunali	660	505
Ritenute	367	383
Acconti	593	318
Debiti per canoni di sfruttamento minerario	675	202
Amministratori e sindaci	412	219
Ratei e risconti passivi	142	282
Debiti diversi	686	611
Totale altri debiti	31.044	22.327

Gli altri debiti correnti 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 tredicesima, ferie e permessi maturati ma non ancora goduti alla fine del periodo.

La voce aumenta complessivamente di Euro 8.717 rispetto al 31 dicembre 2024 principalmente per l'iscrizione del debito per Euro 8.715 per dividendi deliberati in data 11 giugno 2025 ma non ancora distribuiti al termine del semestre. Il pagamento è infatti avvenuto alla fine del mese di luglio 2025.

Gli altri debiti non correnti, pari al 30 giugno 2025, ad Euro 2.633 (Euro 2.563 al 31 dicembre 2024) includono esclusivamente i depositi cauzionali versati dagli utenti. Si segnala che tali debiti sono stati iscritti tra i debiti di durata residua superiore all'anno in quanto, pur in assenza di una formalizzata scadenza, se ne prevede l'estinzione oltre i dodici mesi in ragione dei termini degli accordi contrattuali a cui si riferiscono.

26. Ricavi

Per una descrizione quantitativa relativa alla composizione dei ricavi per settori di attività, si faccia riferimento anche alla Nota n. 7, Informativa di settore. Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei ricavi relativi al primo semestre 2025 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

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Ricavi di vendita	1° semestre 2025	1° semestre 2024
Vendita di gas metano
utenti civili	20.896	18.467
utenti industriali	4.523	3.400
gas prodotto Italia	21.745	13.798
gas prodotto Estero	24.553	16.587
Vendita greggio	2.755	3.272
Vendita condensati	93	108
Trattamento gas	147	226
Ricavi da consorzi	5.280	2.658
Ricavi per distribuzione gas terzi	5.877	5.599
Cassa perequazione	(674)	(955)
Gestione calore e altri	464	638
Totale ricavi di vendita	85.659	63.798
Altri ricavi e proventi	1° semestre 2025	1° semestre 2024
Contributi allacciamenti	104	75
Rimborso canone assicurativo	60	66
Servizi per utenti gas	152	134
Contributo ARERA - Progetto TEE	539	1.349
Altri ricavi di gestione	163	280
Totale altri ricavi e proventi	1.018	1.904
Totale ricavi	86.677	65.702

L'incremento dei ricavi di vendita che passano da Euro 63.798 al 30 giugno 2024 ad Euro 85.659 riflette principalmente la crescita dei prezzi di vendita e delle produzioni di gas metano, grazie al primo apporto derivante dal gas-in della concessione "Longanesi".

27. Costi operativi

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi al primo semestre 2025 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

	1° semestre 2025	1° semestre 2024
Costi per materie prime e materiali di consumo
Materie prime e di consumo
Gas metano	(17.761)	(12.466)
Costi progetto TEE	(535)	(1.377)
Altri	(311)	(529)
Variazione rimanenze	(357)	(424)
Totale costi per materie prime	(18.964)	(14.796)

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	1° semestre 2025	1° semestre 2024
Servizi e altri
Trasporto / stoccaggio gas	(6.990)	(3.717)
Misurazione / trattamento gas	(316)	(320)
Amministratori e sindaci	(416)	(395)
Spese e consulenze professionali	(1.560)	(1.844)
Assicurazioni	(328)	(315)
Manutenzioni	(3.069)	(2.057)
Trattamento reflui e rifiuti	(112)	(158)
Servizi specialistici E&P	(5.239)	(3.349)
Riaddebito servizi da consorzi	(2.429)	(2.720)
Spese e commissioni bancarie	(97)	(103)
Altri affitti e locazioni	(478)	(367)
Royalties – Italia	(1.631)	(1.407)
Royalties – Estero	(3.231)	(2.254)
Windfall tax	(773)	(60)
Canoni concessioni sfruttamento minerario	(537)	(746)
Premi e concessioni gas	(429)	(442)
Accantonamenti e perdite su crediti	(290)	(235)
Altri servizi	(2.849)	(2.203)
Totale costi per servizi ed altri	(30.774)	(22.692)

Nell'ambito dei costi per materie prime e materiali di consumo si è registrato un andamento in linea con i ricavi, con un consistente aumento del costo d'acquisto del gas metano legato all'incremento del costo di tale materia prima.

La voce costi per servizi ed altri ha registrato un incremento rispetto al primo semestre 2024 principalmente per l'aumento dei costi di trasporto e stoccaggio gas e per l'incremento dei costi per "Royalties" e "Windfall tax" dovuti dalla B.U. E&P per effetto della crescita dei prezzi di vendita del gas metano.

28. Costi per il personale

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi per il personale relativi al primo semestre 2025 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

Costo del personale	1° semestre 2025	1° semestre 2024
Costo del personale
Salari e stipendi	(2.902)	(3.008)
Oneri sociali	(1.070)	(1.064)
TFR, trattamento di quiescenza e obblighi simili	(212)	(225)
Totale costo del personale	(4.184)	(4.297)

I costi del personale sono risultati in lieve diminuzione rispetto al dato del primo semestre 2024, a fronte anche di una lieve riduzione dell'organico.

29. Proventi ed oneri finanziari

Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio degli oneri e proventi finanziari relativi al primo semestre 2025 ed il relativo confronto con l'analogo periodo dell'esercizio precedente.

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

Proventi (Oneri) finanziari	1° semestre 2025	1° semestre 2024
Proventi finanziari
Interessi attivi bancari	351	244
Proventi finanziari da derivati su commodities	-	5
Proventi finanziari da interest rate swap	-	9
Altri proventi finanziari	20	34
Totale proventi finanziari	371	292
Oneri finanziari
Interessi passivi su finanziamenti a m/l termine	(316)	(1.415)
Interessi passivi su finanziamenti a breve termine	(1.121)	(729)
Oneri finanziari per attualizzazione fondi	(2.698)	(2.825)
Commissioni su finanziamenti	(244)	(171)
Oneri finanziari per lease	(268)	(53)
Altri oneri finanziari	(90)	(78)
Totale oneri finanziari	(4.737)	(5.271)
Utili (perdite) su cambi	38	(205)
Proventi (Oneri) finanziari netti	(4.328)	(5.184)

Gli oneri finanziari netti hanno registrato un decremento complessivo pari ad Euro 856 riflettendo l'andamento dei tassi di interesse e il minor indebitamento nel periodo in esame.

La voce "Oneri finanziari per attualizzazione fondi" include principalmente gli oneri di attualizzazione del fondo smantellamento ripristino siti calcolati ad un tasso del 3,64% in Italia e del 7,52% in Romania per il primo semestre 2025, pari alla media semestrale dei tassi di interesse dei rispettivi Titoli di Stato a 10 anni (nel primo semestre 2024 tali oneri erano stati calcolati ad un tasso del 3,83% in Italia e del 6,60% in Romania).

30. Imposte

I saldi delle voci attività per attività per imposte anticipate e passività per imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto. Le descrizioni indicano la natura delle differenze temporanee.

Attività per imposte anticipate	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Attività per imposte anticipate, relative a:
Fondo abbandono	24.733	25.294
Ammortamenti civilistici eccedenti	6.212	5.923
Svalutazioni civilistiche eccedenti	5.449	5.826
Fondo rischi	1.501	1.530
Fondo svalutazione crediti	669	677
Fair value derivati in hedge accounting	-	1.006
Altro	445	293
Totale attività per imposte anticipate	39.009	40.549
Passività per imposte differite
Passività per imposte differite, relative a:
Plusvalore delle concessioni di coltivazione e degli impianti E&P	(7.874)	(8.403)
Plusvalore delle concessioni di distribuzione	(2.435)	(2.526)
Fair value derivati in hedge accounting	(630)	-
Altro	(301)	(308)
Totale passività per imposte differite	(11.240)	(11.237)

I movimenti delle voci attività per imposte anticipate e passività per imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto:

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	Attività per imposte anticipate	Fondo per imposte differite
Saldo al 1° gennaio 2025	40.549	(11.237)
Accantonamenti	612	(83)
Utilizzi	(1.145)	735
Altre variazioni incluse nel conto economico complessivo	(1.007)	(655)
Saldo al 30 giugno 2025	39.009	(11.240)

I saldi delle voci di crediti e debiti per imposte correnti sono dettagliati nel seguente prospetto:

Crediti e (debiti) per imposte sul reddito	30 giugno 2025	31 dicembre 2024
Crediti per imposte correnti	314	421
Debiti per imposte correnti	(1.189)	(1.196)
Totale crediti e (debiti) per imposte sul reddito	(875)	(775)

Si segnala che il Gruppo ha versato il saldo 2024 ed il primo acconto 2025 delle imposte sul reddito IRES ed IRAP a fine giugno 2025, nel rispetto delle relative scadenze fiscali, per un importo complessivo di circa 2,7 milioni di Euro.

Si riporta il dettaglio delle imposte sul reddito relativo al primo semestre 2025 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

Imposte sul reddito dell'esercizio	1° semestre 2025	1° semestre 2024
Risultato ante imposte	14.318	8.011
Imposte correnti	(4.262)	(3.929)
Imposte differite	119	1.209
Totale imposte sul reddito dell'esercizio	(4.143)	(2.720)
Aliquota effettiva d'imposta (tax rate)	28,94%	33,95%

31. Rapporti con parti correlate

Le operazioni tra la Società capogruppo Gas Plus S.p.A. e le sue controllate consolidate, che sono entità correlate della Società stessa, sono state elise nel processo di consolidamento ai fini della redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato e non sono pertanto evidenziate in questa nota.

Le operazioni con parti correlate sono state effettuate nel rispetto delle disposizioni di legge vigenti, sulla base di reciproca convenienza economica e a condizioni di mercato. Di seguito sono riepilogati i saldi patrimoniali al 30 giugno 2025 ed al 31 dicembre 2024 ed i saldi economici derivanti dalle operazioni effettuate nel corso del primo semestre 2025 e 2024 con parti correlate, individuate secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IAS 24.

Parti correlate		Diritti d'uso	Crediti commerciali	Debiti commerciali	Debiti finanziari per lease	Altri debiti
Controllanti	2025	-	-	-	-	(6.630)
	2024	-	-	-	-	-
Altre parti correlate	2025	3.096	12	(34)	(3.085)	-
	2024	1.314	5	(65)	(1.290)	-

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Parti correlate		Ricavi delle vendite	Costi per servizi	Ammortamenti	Oneri finanziari
Controllanti	2025	1	-		-
	2024	1	-		-
Altre parti correlate	2025	7	(6)	(254)	(35)
	2024	4	(4)	(211)	(7)

La voce altri debiti verso controllanti include esclusivamente il dividendo spettante alla società controllante US.Fin. S.r.l. alla luce della delibera del 11 giugno 2025 dell'Assemblea degli Azionisti. Tale dividendo è stato erogato alla fine del mese di luglio 2025.

La voce debiti finanziari verso altre parti correlate include esclusivamente debiti per lease verso la società correlata Immobiliare Forlanini S.r.l., contabilizzati in applicazione del principio contabile IFRS 16 – Lease. Tale voce include debiti finanziari a breve termine per 436 Euro e debiti finanziari a medio lungo termine per 2.649 Euro, riferiti a contratti di affitto aventi ad oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo. Nel primo semestre 2025, il Gruppo ha versato canoni contrattuali per complessivi 281 Euro. L'incremento di tale debito rispetto al 31 dicembre 2024 è legato al tacito rinnovo di alcuni contratti di affitto per i prossimi sei anni.

Compensi maturati dai componenti degli organi di amministrazione

Gli Amministratori del Gruppo hanno maturato nel primo semestre del 2025 compensi per Euro 267 (Euro 251 nel primo semestre 2024).

32. Strumenti e rischi finanziari

Strumenti finanziari

Di seguito si riporta un riepilogo degli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2025 con il relativo raffronto tra valore contabile ed il fair value:

	Valore contabile	Finanziamenti e crediti	Attività finanziarie al fair value a conto economico	Attività finanziarie in regime di hedge accounting	Attività finanziarie al fair value al conto economico complessivo	Totale voce contabile	Fair value
ATTIVO Fair value (derivati
finanziari attivi)	570	-	-	570	-	570	570
Altre attività non correnti	725	725	-	-	-	725	725
Totale Attivo non corrente	1.295	725	-	570	-	1.295	1.295
Fair value (derivati finanziari attivi)	1.965	-	-	1.965	-	1.965	1.965
Crediti commerciali	23.960	23.960	-	-	-	23.960	23.960
Crediti vs. altri	6.721	6.721	-	-	-	12.724	6.721
Disponibilità liquide	40.839	40.839	-	-	-	40.839	40.839
Totale Attivo corrente	73.485	71.520	-	1.965	-	79.488	73.485
Totale Attivo	74.780	72.245	-	1.535	-	80.783	74.780

Gruppo GAS PLUS

Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

	Valore contabile	Passività finanziarie al fair value a conto economico	Passività finanziarie in regime di hedge accounting	Altre passività	Costo ammortizzato	Totale voce contabile	Fair value
PASSIVO
Debiti finanziari	2.627	-	-	-	2.627	2.627	2.627
Debiti finanziari per lease	11.417	-	-	-	11.417	11.417	11.417
Debiti vs. altri	2.633	-	-	2.633	-	2.633	2.633
Totale Passivo non corrente	16.677	-	-	2.633	14.044	16.677	16.677
Debiti finanziari	38.242	-	-	27.493	10.749	38.242	38.242
Debiti finanziari per lease	7.831	-	-	-	7.831	7.831	7.831
Debiti commerciali	23.832	-	-	23.832	-	23.832	23.832
Debiti vs. altri correnti	21.137	-	-	21.137	-	31.044	21.137
Totale Passivo corrente	91.042	-	-	72.462	18.580	100.949	91.042
Totale Passivo	107.719		-	75.095	32.624	117.626	107.719

Le variazioni di fair value degli strumenti finanziari elencati nella colonna "attività/passività finanziarie in regime di hedge accounting" sono rilevate nel conto economico complessivo e riguardano strumenti finanziari derivati designati come coperture dei flussi di cassa.

Garanzie e fideiussioni

Al 30 giugno 2025 il Gruppo ha in essere fideiussioni a favore di terzi per complessivi 15,9 milioni di euro, principalmente composte da:

• fideiussione per la copertura dei previsti investimenti nella rete di distribuzione di gas metano del Comune di Fidenza per 2,7 milioni di euro;
• fideiussioni per adempimento di imposta di consumo ed addizionale regionale per 1,2 milioni di euro;
• fideiussioni per trasporto gas per 1,4 milioni di euro;
• fideiussioni per vendita gas in bilanciamento ed al Gestore del Mercato Elettrico (GME) per 2,4 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 0,5 milioni di euro;
• fideiussione a garanzia del contratto factoring in essere con BCC Factoring per 2,4 milioni di euro;
• fideiussione per l'acquisto della società Rete Gas Fidenza S.r.l., attualmente incorporata in GP Infrastrutture S.r.l., per 4,2 milioni di euro.

Si segnala che tale ultima fideiussione è stata estinta dopo la chiusura del primo semestre 2025, in data 15 luglio.

Gestione del rischio

Qui di seguito si segnalano le principali operazioni avvenute nel primo semestre 2025 con un significativo impatto sulla gestione del rischio del Gruppo. Per maggiori dettagli sulle politiche di gestione dei rischi finanziari si rimanda alla Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2024.

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Rischio di credito

Come già segnalato nella precedente nota n. 20, Debiti finanziari correnti e non correnti, il Gruppo ha in essere con Intesa Sanpaolo un'operazione di cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti della B.U. Retail, per un ammontare massimo di 20 milioni di Euro, con plafond rotativo. Nell'anno 2023 il relativo contratto è stato rinnovato sino al mese di aprile del 2028.

Tale operazione ha permesso al Gruppo di razionalizzare il rischio di credito dei segmenti di clientela civile ed industriale di tale Business Unit.

Rischio di liquidità

Con riferimento al rischio di liquidità si segnala che il Gruppo continua a mantenere adeguate linee di credito rispetto ai previsti fabbisogni, legati alle dinamiche del capitale circolante ed ai previsti investimenti nell'attività esplorativa e di sviluppo della B.U. E&P. Come già segnalato nella precedente nota n. 20, Debiti finanziari correnti e non correnti, il Gruppo ha regolarmente rimborsato tutte le rate dei finanziamenti in essere secondo le scadenze contrattuali previste.

I flussi finanziari relativi al contratto di Finanziamento Revolving stipulato con Intesa Sanpaolo, al contratto di Finanziamento Revolving stipulato con Banco BPM e ai contratti di Finanziamento D.L Liquidità stipulati con Intesa Sanpaolo 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 precedente nota n. 20, Debiti finanziari correnti e non correnti, e nell'omonima nota n. 20 della Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2024.

Al 30 giugno 2025 il Gruppo ha in essere le seguenti linee di credito:

• 18,5 milioni di euro per crediti di firma, 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;
• 6,7 milioni di euro per le linee di credito residue sottoscritte con Intesa Sanpaolo e Banco BPM sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (D.L. n. 23 del 8 aprile 2020), interamente erogate nel mese di gennaio 2021;
• 1,7 milioni di euro per linee di credito promiscue autoliquidanti per anticipo fatture e per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 0,3 milioni di euro per linee di credito per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
• 2,4 milioni di euro per linee di credito factor;
• 5 milioni di euro per la linea del finanziamento bullet in pool con BCC Cantù e banca ICCREA, interamente utilizzata al 30 giugno 2025;
• 1,7 milioni di euro per la linea del finanziamento chirografario residuo con BPER banca;
• 30 milioni di euro per linea Finanziamento Revolving con Banco BPM utilizzabile per cassa, utilizzata per euro 10 milioni al 30 giugno 2025;
• 30 milioni di euro per linea Finanziamento Revolving con Intesa Sanpaolo utilizzabile per cassa, utilizzata per euro 7 milioni al 30 giugno 2025;
• 10 milioni di euro per linea RCF con Banca Popolare di Sondrio utilizzabile per cassa, interamente utilizzata al 30 giugno 2025;
• 21,3 milioni di euro per linea promiscua a copertura variazioni di fair value su derivati;
• 25 milioni di euro per linea rischi di sostituzione derivanti da operazioni su commodity;
• 16 milioni di euro per linea su commodity;
• 0,2 milioni di euro per carte di credito aziendali e Viacard.

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.

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Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione

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. Data l'attuale struttura finanziaria il Gruppo può essere soggetto a tale rischio in misura estremamente contenuta.

Rischio di mercato

Per mitigare il rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del petrolio, il Gruppo ha in essere ed ha stipulato nel corso del primo semestre 2025 una serie di contratti derivati di copertura su commodities. Tutti i contratti ancora in essere al 30 giugno 2025 rispettano i criteri per il trattamento in hedge accounting, con l'imputazione delle variazioni di fair value nel conto economico complessivo.

Rischio di cambio

Al 30 giugno 2025, il Gruppo non ha in essere nessuno specifico contratto derivato per la copertura del rischio di cambio.

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. Per una descrizione del significato dei 3 diversi livelli si rimanda a quanto già commentato in Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2024.

Qui di seguito, si evidenzia la classificazione IFRS 7 per gli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 2025:

	Totale di bilancio	Livello 1	Livello 2	Livello 3
ATTIVO
Attività finanziarie al fair value rilevato nel conto economico complessivo Contratti derivati su commodities	2.535	-	2.535	-
PASSIVO Passività finanziarie al fair value rilevato a conto economico complessivo Contratti derivati su commodities	-	-	-	-

Nel semestre chiuso al 30 giugno 2025, non vi sono stati trasferimenti tra il Livello 1 ed il Livello 2 di valutazione del fair value, e neppure con il Livello 3. Non ci sono stati nemmeno cambiamenti nella destinazione delle attività finanziarie che abbiano comportato una differente classificazione delle attività stesse.

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