INDICE

RELAZIONE SULLA GESTIONE

PREMESSA

La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito "Capogruppo" o "Alerion" o "Emittente") è un ente giuridico organizzato secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano - EURONEXT MILAN. La sede del Gruppo Alerion (di seguito "Gruppo" o "Gruppo Alerion") è a Milano, in Viale Luigi Majno n. 17.

La presente Relazione Finanziaria Annuale al 31 dicembre 2021 è stata predisposta in conformità ai principi contabili internazionali (International Financial Reporting Standards - di seguito "IFRS" o "Principi Contabili Internazionali") omologati dalla Commissione Europea, in vigore al 31 dicembre 2021. 

La presente Relazione Finanziaria Annuale al 31 dicembre 2021 è stata approvata con delibera del Consiglio di Amministrazione del 18 marzo 2022.

Si segnalano di seguito i principali eventi di rilievo che hanno caratterizzato l'esercizio 2021:

AGGIUDICAZIONE 12,6 MW NELL'ASTA DEL GSE

In data 10 febbraio 2021, il Gruppo Alerion, attraverso la propria controllata Naonis Wind S.r.l., si è aggiudicata nell'asta FER indetta dal GSE (Gestore Servizi Energetici) 12,6 MW di nuova capacità rinnovabile per un progetto eolico sito nel Comune di Cerignola (FG). In particolare, la società beneficerà di una tariffa incentivante pari a 68,5 €/MWh per un periodo di 20 anni.

SOTTOSCRIZIONE ACCORDO PER LO SVILUPPO DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI IN ROMANIA CON UNA POTENZA COMPLESSIVA DI CIRCA 200 MW E ACQUISIZIONE DELLE RELATIVE SOCIETA' PROGETTO

In data 10 febbraio 2021 Alerion ha sottoscritto un accordo di collaborazione per lo sviluppo di impianti fotovoltaici in Romania con la società PV Project RO S.r.l. L'accordo prevede lo sviluppo di impianti fotovoltaici con una potenza installata complessiva di circa 200 MW. In data 8 giugno 2021 il Gruppo ha acquisito il 100% delle quote di tre società fotovoltaiche, Green Fotovoltaic Parc S.r.l., Tremalzo S.r.l. e Fravort S.r.l. i cui impianti sono attualmente in costruzione per una potenza di picco installata pari a circa 14,3 MW. Si segnala che la società alla data del 31 Dicembre 2021 ha in costruzione impianti per una potenza installata pari ad ulteriori 43,5 MW.

SOTTOSCRIZIONE CONTRATTO PER L'ACQUISTO DI TURBINE EOLICHE PER LA SOCIETA' ENERMAC S.R.L.

In data 3 marzo 2021 il Gruppo Alerion, attraverso la propria controllata Enermac S.r.l., ha sottoscritto con Siemens Gamesa Renewable Energy S.A. un contratto di fornitura per l'acquisto di 15 turbine eoliche SG 3.4 - 132, da 3,4MW, per il suo parco di Orta Nova in Puglia. L'impianto avrà una potenza complessiva di 51 MW, con una produzione stimata media annua pari a circa 130 GWh/anno. La messa in esercizio dell'impianto, in linea con quanto previsto dal Piano Strategico 2021-2023, è attesa entro il primo semestre 2022. 

SOTTOSCRITTO UN ACCORDO PER LO SVILUPPO DI TRE NUOVI PROGETTI EOLICI IN ROMANIA CON UNA POTENZA COMPLESSIVA DI CIRCA 350 MW E ACQUISIZIONE DELLE RELATIVE SOCIETA' PROGETTO

In data 5 maggio 2021 il Gruppo Alerion ha firmato con Monsson Alma S.r.l., società leader nello sviluppo di progetti eolici in Romania, e con gli azionisti delle singole società progetto, un accordo per lo sviluppo di tre impianti eolici in Romania con una potenza massima di circa 350 MW. Il contratto prevede l'acquisizione incrementale delle quote delle società progetto in funzione dell'avanzamento delle autorizzazioni.

ATTIVITÀ PROPEDEUTICHE ALL'ESECUZIONE DI UN AUMENTO DEL CAPITALE SOCIALE 

In data 10 maggio 2021 - Il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A., 

riunitosi in data 7 maggio 2021, ha deliberato di avviare le attività funzionali e propedeutiche al collocamento delle azioni che - subordinatamente al verificarsi di condizioni di mercato favorevoli ed all'ottenimento delle approvazioni richieste da parte di Borsa Italiana e CONSOB - saranno emesse nell'ambito della possibile esecuzione della delega ad aumento di capitale sociale a pagamento e con esclusione del diritto di opzione ai sensi dell'art. 2441, comma 5, del codice civile conferita dall'assemblea degli azionisti in data 26 marzo 2021 per un controvalore complessivo massimo fino ad Euro 300 milioni (l'"Aumento di Capitale").

In data 9 luglio 2021, inoltre il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. ha deliberato di aggiornare la capital structure del Piano Industriale al fine di modificare il rapporto tra mezzi propri e mezzi di terzi, riducendo il fabbisogno di equity dai massimi 300 milioni di euro inizialmente previsti a 200 milioni di euro. Il Consiglio di Amministrazione della Società ha conseguentemente deliberato di determinare in 200 milioni di euro l'importo dell'aumento di capitale sociale riveniente dall'esecuzione della delega.

In data 26 novembre 2021, infine il Consiglio di Amministrazione ha deliberato l'avvio dei lavori di revisione dei contenuti del "Piano Industriale 2021 - 2023", approvato in data 2 febbraio 2021 e aggiornato dallo stesso in data 9 luglio 2021, tenuto conto dell'attuale positivo contesto di mercato, collegato prevalentemente all'aumento dei prezzi dell'energia elettrica, nonché l'avvio di un processo di riorganizzazione strategica finalizzato alla individuazione di un partner industriale o finanziario che assicuri alla società le risorse finanziarie necessarie per sostenere il programma di investimenti dei prossimi anni. 

Il Consiglio ha quindi deliberato di non esercitare la delega ad aumentare il capitale sociale conferita dall'Assemblea straordinaria degli Azionisti di Alerion in data 26 marzo 2021 e avente come termine finale la data del 31 dicembre 2021.

COSTITUZIONE DELLA SOCIETA' DI DIRITTO RUMENO ALERION CLEAN POWER RO S.R.L.

In data 14 maggio 2021, Alerion ha costituito la società di diritto rumeno Alerion Clean Power RO S.r.l. (in seguito "Alerion RO") con un capitale sociale di 10.000 RON, interamente versati. La società sarà la holding pura di partecipazioni per le società progetto necessarie allo sviluppo del business in Romania.

ACQUISIZIONE DEL 50% DELLE QUOTE SOCIALI IN SOCIETA' PROGETTO

Il Gruppo Alerion attraverso la propria controllata Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l., ha acquistato nel corso del 2021 il 50% delle quote: i) in Generai S.r.l. in data 14 maggio 2021, ii) in Bioenergia S.r.l. in data 9 luglio 2021 e iii) in Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. in data 24 settembre 2021, le suddette società progetto sono attive nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di parchi eolici che saranno realizzati nella provincia di Foggia.

PRESTITO OBBLIGAZIONARIO 2021-2027 "GREEN BOND"

In data 3 novembre 2021 Alerion Clean Power S.p.A. (la "Società" o l'"Emittente"), al termine dell'offerta pubblica di sottoscrizione (l'"Offerta") delle obbligazioni green denominate "Alerion Clean Power S.p.A. Senior Unsecured Notes due 2027" (le "Obbligazioni") ha proceduto ad emettere un nuovo prestito obbligazionario per un ammontare pari a 200 milioni di euro, la cui data di scadenza del suddetto prestito è fissata per il 3 novembre 2027. Gli interessi annuali pari a 4,5 milioni di euro saranno liquidati in via posticipata il 3 novembre di ogni anno, a partire dal 3 novembre 2022.

Il Gruppo utilizza alcuni Indicatori Alternativi di Performance, per (i) monitorare l'andamento economico e finanziario del Gruppo, (ii) anticipare eventuali tendenze del business per poter intraprendere tempestivamente le eventuali azioni correttive e (iii) definire le strategie di investimento e gestionali e la più efficace allocazione delle risorse. Si ritiene che gli Indicatori Alternativi di Performance siano un ulteriore importante parametro per la valutazione della performance del Gruppo, in quanto permettono di monitorare più analiticamente l'andamento economico e finanziario dello stesso. Ai fini di una corretta lettura degli Indicatori Alternativi di Performance presentati nella presente Relazione Finanziaria Annuale, si segnala che:

•     la determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance utilizzati dall'Emittente non è disciplinata dagli IFRS e tali indicatori non devono essere considerati come misure alternative a quelle fornite dai prospetti di bilancio del Gruppo per la valutazione dell'andamento economico del Gruppo e della relativa posizione finanziaria;

•     gli Indicatori Alternativi di Performance devono essere letti congiuntamente ai prospetti di bilancio del Gruppo;

•     gli Indicatori Alternativi di Performance sono determinati (o ricavati) sulla base dei dati storici del Gruppo, risultanti dai Bilanci, dalla contabilità generale e gestionale, e di elaborazioni effettuale dal management, in accordo con quanto previsto dalle raccomandazioni contenute nel documento predisposto dall'ESMA, n. 1415 del 2015, così come recepite dalla Comunicazione CONSOB n. 0092543 del 3 dicembre 2015.

•     gli Indicatori Alternativi di Performance non sono stati assoggettati ad alcuna attività di revisione e non devono essere interpretati come indicatori dell'andamento futuro del Gruppo;

•     la modalità di determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance, come precedentemente indicato, non è disciplinata dai principi contabili di riferimento per la predisposizione dei bilanci e quindi il criterio applicato dal Gruppo per la relativa determinazione potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi; pertanto gli Indicatori Alternativi di Performance rappresentati dall'Emittente potrebbero non essere comparabili con quelli eventualmente presentati da altri gruppi.

Di seguito sono riportati gli indicatori alternativi di performance contenuti nella presente relazione finanziaria semestrale

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) è rappresentato dal risultato operativo al lordo degli ammortamenti e svalutazioni. L'EBITDA così definito rappresenta una misura utilizzata dal management per monitorare e valutare l'andamento operativo della stessa. 

L'indebitamento finanziario è determinato in base alle indicazioni dell'ESMA contenute nel paragrafo 175 degli "Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del regolamento sul prospetto" (04/03/2021 | ESMA32-382-1138). L'indebitamento finanziario non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS. 

L'indebitamento finanziario (al netto dei derivati) è calcolato come indebitamento finanziario, escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti. 

L'indebitamento finanziario contabile è calcolato come somma delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti, delle attività finanziarie correnti e non correnti, dei crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti, delle passività finanziarie correnti e non correnti, del valore equo degli strumenti finanziari di copertura e delle altre attività finanziarie non correnti, al netto dell'indebitamento finanziario risultante dalle attività destinate ad essere cedute. L'indebitamento finanziario contabile non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione applicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.

L'indebitamento finanziario contabile (al netto dei derivati) è calcolato come indebitamento finanziario contabile escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti. Peraltro, si osserva che l'indebitamento finanziario (esclusi derivati e i debiti per lease) è riportato anche in quanto rilevante ai fini della determinazione dei parametri finanziari come previsto nel regolamento di entrambi i prestiti obbligazionari emessi dal Gruppo rispettivamente il 19 dicembre 2019 ed il 3 novembre 2021, in linea con i criteri di cui al "Green-Bond Framework" adottato dalla Società.

L'indebitamento finanziario Lordo è calcolato come somma delle passività finanziarie correnti e non correnti, del valore equo degli strumenti finanziari. L'indebitamento finanziario contabile non è identificato come misura contabile nell'ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione applicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.

Il Capitale Investito Netto è calcolato come somma algebrica delle Immobilizzazioni e delle Attività e Passività non finanziarie.

Al 31 dicembre 2021 il prezzo di riferimento del titolo ALERION presenta una quotazione di 29,55 Euro, in aumento (179%) rispetto a quella di dicembre 2020, dopo aver distribuito un dividendo pari a 0,28 Euro per azione in data 3 maggio 2021, a fronte di un andamento altalenante nello stesso periodo degli indici di borsa: FTSE All Share (+22,1%), del FTSE Mid Cap (-0,60%) e dell'Euro Stoxx Utilities Index (+20,99%).

Nel periodo in esame, l'intero esercizio 2021, la quotazione del titolo Alerion si è attestata tra un minimo di 10,7 euro in apertura il 4 gennaio 2021 ed un massimo di 29,55 Euro in chiusura di esercizio (31 dicembre 2021) come riportato nel grafico di seguito relativo ai dati medi mensili consuntivati dal titolo nell'anno in esame: 

Si riportano di seguito alcuni dati afferenti ai prezzi ed ai volumi del titolo ALERION relativi all'esercizio 2021.

La capitalizzazione di borsa al 31 dicembre 2021 ammonta a circa 1.602 milioni di Euro (575 milioni alla fine del 2020).

Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è stato di 54.120.030.

L'andamento economico gestionale dell'esercizio 2021 è stato caratterizzato da una produzione elettrica degli impianti consolidati integralmente pari a 1.077 GWh, in aumento rispetto alla produzione registrata nello scorso esercizio (2020), pari a 990 GWh. L'incremento, intorno al 8,8%, è dovuto ad una migliore ventosità rilevata sui siti rispetto all'esercizio precedente (2020).

Non si rileva nel periodo un aumento della capacità lorda rispetto al 31 dicembre 2020 stabile a 750,8 MW.

I Ricavi 2021 ammontano a 153,8 milioni di euro (109,3 milioni di euro i ricavi 2020). In particolare, i Ricavi operativi sono pari a 148,6 milioni di euro, in aumento di circa il 47,7% rispetto ai 100,6 milioni di euro al precedente esercizio, conseguente sia alla maggior produzione elettrica e sia soprattutto al forte aumento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica rilevato nel corso del periodo in esame.

Il suddetto incremento dei ricavi operativi come detto è diretta conseguenza: i) dell'aumento dei prezzi legati alle vendite di energia elettrica, da ricondurre principalmente al contesto internazionale che ha interessato i mercati nel corso di tutto il 2021, soprattutto nell'ultimo trimestre del 2021 (si segnala che le attese in termini di prezzo rimangono elevate anche per 2022) ii) della variazione del valore unitario degli incentivi per gli impianti eolici incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" pari a 109,4 euro per MWh rispetto ai 99,1 euro per MWh del 2020 ed in ultimo iii) dell'incremento di circa il 6% della produzione elettrica rilevata sui siti nel corso del 2021 rispetto al 2020. 

I ricavi derivanti dalla cessione di energia elettrica riflettono inoltre gli effetti delle coperture sull'andamento del prezzo dell'energia elettrica sottoscritte da Alerion al fine di ridurre il rischio di volatilità dei prezzi. Tali contratti di copertura hanno comportato un effetto correttivo imputato a diretta diminuzione dei ricavi derivanti dalle vendite di energia elettrica complessivamente per circa 48,9 milioni euro, si rimanda alla nota nr. 38 per un'analisi più dettagliata.

Si riporta di seguito un dettaglio dei prezzi zonali medi e del PUN relativi al territorio italiano per il 2021 e il 2020:

Con la Deliberazione 26/2022/R/efr del 25 gennaio 2022 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2022 (FIP 2022), il valore medio annuo registrato nel 2021 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 125,06 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2022, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 42,9 €/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza, di seguito la tabella riepilogativa dei prezzi medi degli incentivi per gli anni 2020, 2021 e 2022:

Nel 2021 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 230,4 euro per MWh, rispetto a 135,8 euro per MWh del 2020. In particolare: 

•      il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel 2021 è stato pari a 121,0 euro per MWh, rispetto a 36,7 euro per MWh del 2020; 

•      il prezzo medio degli incentivi nel 2021 è stato pari a 109,4 euro per MWh (99,1 euro per MWh nel 2020). 

l parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.

Gli Altri Ricavi sono pari a 5,2 milioni di euro (8,7 milioni di euro nel 2020) e si riferiscono principalmente: i) alla rilevazione degli effetti della diversa valutazione adottata per la contabilizzazione dei fondi rischi a fronte dei futuri costi di smantellamento degli impianti operativi, sulla base di perizie tecniche redatte da esperti del settore, che ha comportato l'iscrizione di un provento a conto economico per un ammontare complessivo pari a 2,8 milioni di euro ii) agli indennizzi assicurativi ricevuti nel corso dell'esercizio, iii) ai contributi pubblici riconosciuti in sede di costruzione degli impianti eolici e rilasciati a conto economico lungo la vita residua degli stessi e iv) a consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società terze e di società consolidate con il metodo del patrimonio netto. 

Vengono di seguito riportati i dati della produzione di energia elettrica dei parchi eolici operativi del Gruppo validi per il 2021:

Il Margine Operativo Lordo del 2021 è pari a 131,9 milioni di euro, in crescita del 62,6% rispetto all'analogo periodo 2020, pari a 81,1 milioni di euro, e riflette l'incremento dei ricavi consolidati come indicato nel precedente paragrafo per effetto della maggiore produzione di energia elettrica rispetto al 2020 e del considerevole aumento dei prezzi dalla vendita di energia elettrica intercorso nel 2021. Gli altri costi operativi, pari a 32,9 milioni di euro, rimangono sostanzialmente in linea con quanto rilevato nel 2020. Si segnala che il Margine Operativo Lordo incorpora, inoltre, il risultato delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto pari nel 2021 a 14,1 milioni di euro, registrando un significativo incremento rispetto ai 4,6 milioni di euro rilevati nel 2020. Tale incremento è dovuto al contributo apportato pienamente nel 2021 dalle acquisizioni, perfezionatesi a fine dicembre 2020, del 49% del capitale sociale di tre società, Andromeda Wind S.r.l., Fri-El Anzi Holding S.r.l. e Fri-El Guardionara S.r.l., titolari ciascuna di un parco eolico, complessivamente con una potenza lorda installata pari a 66,65 MW. 

Il Risultato Operativo 2021 è pari a 90,9 milioni di euro, più che raddoppiato rispetto ai valori rilevati nel 2020 (40,5 milioni di euro nel 2020), dopo ammortamenti e svalutazioni per 41 milioni di euro. Si evidenzia che la voce ammortamenti e svalutazioni includeva nel 2020 il ripristino parziale di parte del valore delle concessioni relative agli impianti eolici di Ciorlano e di Albanella complessivamente per circa un milione di euro.

Il Risultato ante imposte 2021 è pari a 68,5 milioni di euro, in significativo aumento rispetto al valore rilevato nel 2020 quando era pari a 12,3 milioni di euro, ed include oneri finanziari e proventi netti da partecipazioni ed altre attività finanziarie per circa 22,4 milioni di euro in forte riduzione rispetto ai 28,2 milioni di euro nel 2020. La variazione in diminuzione di 5,8 milioni di euro rispetto al 2020 riflette principalmente: i) i minori oneri finanziari corrisposti dalle società Callari S.r.l. e Ordona Energia S.r.l. per effetto dell'estinzione anticipata dei relativi finanziamenti project financing avvenuta alla fine del primo trimestre 2021; ii) i maggiori oneri iscritti a conto economico a fronte dell'operazione di rifinanziamento anticipata del bond "2018 - 2024" per un controvalore di 150 milioni (maggiori oneri pari a 2,8 milioni di euro come penale per il rimborso anticipato e a 1,5 milioni di euro dovuti alla rilevazione a conto economico degli oneri accessori del precedente prestito obbligazionario), con una nuova emissione di 200 milioni con scadenza 2027 e iii) l'impatto del rilascio a conto economico nel 2020 della riserva di cash flow hedge a copertura dei finanziamenti in project financing in capo alle società Ordona e Callari, per effetto dell'esercizio della facoltà di rimborso anticipato dei suddetti finanziamenti, per circa 4,4 milioni di euro. 

Il Risultato Netto 2021 è pari a 50,2 milioni di euro, in forte aumento rispetto ai 31,6 milioni di euro registrati nel 2020 ed include imposte dell'esercizio per circa 18,3 milioni di euro, nel 2020, queste erano positive per 19,3 milioni di euro nel 2020 come conseguenza degli effetti fiscali della legge sulla rivalutazione per i beni dell'impresa prevista dall'Art. 110 del cosiddetto "Decreto Agosto" del 14 agosto 2020. Il Gruppo nel 2020 ha infatti esercitato la facoltà di avvalersi della possibilità di rivalutare i beni d'impresa, in particolare, per alcuni impianti eolici appartenenti al suo portafoglio. In termini generali, la norma permette la rivalutazione e/o il riallineamento di beni materiali, immateriali secondo determinati criteri con il versamento di un'imposta sostitutiva del 3% sui maggiori valori iscritti nel bilancio civilistico del 2020 affinché la rivalutazione possa avere efficacia anche ai fini fiscali. In accordo con i principi di riferimento, il bilancio consolidato non recepisce gli effetti civilistici della rivalutazione dei beni ma al fine di allineare il carico fiscale di consolidato con quello del bilancio civilistico, venutosi a creare con il versamento della suddetta imposta sostitutiva del 3% sui maggiori valori iscritti, si è proceduto a rilevare attività per imposte anticipate pari al valore del beneficio fiscale dei futuri maggiori ammortamenti deducibili. Si è pertanto provveduto ad iscrivere nel 2020 attività per imposte anticipate a conto economico per circa 26,2 milioni di euro al netto della suddetta imposta sostitutiva, di cui 2,1 milioni rilevate nel risultato delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto.

Il Risultato Netto di Gruppo 2021 è pari a 48,7 milioni di euro (pari a 31 milioni di euro nel 2020).

Il Risultato Netto di Terzi 2021 è pari a 1,5 milioni di euro (in aumento rispetto al dato del 2020, pari a 0,6 milioni di euro). 

Risultati patrimoniali e finanziari

Le variazioni intervenute nell'area di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2020 non hanno avuto un impatto significativo sulla situazione economica del gruppo al 31 dicembre 2021, in quanto tali variazioni si riferiscono principalmente all'acquisizione di società solo all'inizio delle rispettive attività di sviluppo.

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 31 dicembre 2021 sono pari a 691,8 milioni di euro (653,7 milioni di euro al 31 dicembre 2020). Le immobilizzazioni risultano in aumento rispetto al valore al 31 dicembre 2020 per 38,1 milioni di euro dopo ammortamenti complessivamente pari a 41 milioni di euro. L'incremento è relativo ai maggiori investimenti realizzati nel corso del 2021 principalmente in Italia e in Romania.

Si segnala che la voce "Altre Attività e Passività non finanziarie" include al 31 dicembre 2021 crediti per la vendita di energia elettrica e Incentivi per un totale di 47,2 milioni di euro (17 milioni di euro al 31 dicembre 2020). In particolare, i crediti da tariffa incentivante nei confronti del Gestore dei Servizi Energetici (GSE), sono pari a 14,6 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2020).

Il Patrimonio Netto di Gruppo al 31 dicembre 2021 è pari a 227,1 milioni di euro, in aumento di 24,6 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2020. La variazione è principalmente conseguente: i) alla quota attribuibile al Gruppo dell'utile netto di periodo pari a 48,7 milioni di euro; ii) alla variazione negativa del fair value degli strumenti derivati su finanziamenti bancari in project financing e degli strumenti derivati commodity swap sul prezzo di vendita dell'energia elettrica, al netto dell'effetto fiscale, per 6 milioni di euro, iii) agli acquisti di azioni proprie per 3,1 milioni di euro, come da delibera del 26 aprile 2021 e iv) alla distribuzione di dividendi per 15,2 milioni di euro, come da delibera del 26 aprile 2021.

L'Indebitamento Finanziario al 31 dicembre 2021 è pari a 502,5 milioni di euro, con un aumento di 11,5 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2020, anche al fine di sostenere il piano di investimenti previsto e comunicato al mercato all'inizio del 2021 in Romania e Italia.

Si fornisce di seguito il dettaglio dell'indebitamento finanziario al 31 dicembre 2021 e al 31 dicembre 2020:

Per il prospetto dell'indebitamento finanziario esposto sulla base del nuovo schema previsto dall'orientamento ESMA 32-232-1138 del 4 marzo 2021, si faccia invece riferimento alla nota "27".

La variazione dell'Indebitamento Finanziario riflette principalmente quindi: i) i flussi di cassa generati dalla gestione operativa pari a circa 116,8 milioni di euro; ii) i flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento pari complessivamente a circa 76,6 milioni di euro relativi principalmente agli investimenti effettuati in Romania e in Italia iii) la spesa per gli oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli strumenti derivati complessivamente pari a 40 milioni di euro iv) i dividendi ricevuti dalle società partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto pari a 4 milioni di euro e v) i dividendi corrisposti nel periodo per 15,7 milioni di euro.

Il prospetto seguente riporta la struttura dell'indebitamento finanziario del Gruppo determinato in base alle indicazioni dell'ESMA contenute nel paragrafo 175 degli "Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del regolamento sul prospetto" (04/03/2021 | ESMA32-382-1138) evidenzia inoltre i parametri finanziari oggetto dei covenant previsti nei regolamenti dei prestiti obbligazionari emessi dalla società ed attualmente sul mercato regolamentato, nello specifico il "prestito obbligazionario 2019-2025" e il "prestito obbligazionario 2021-2027" emesso nel corso dell'ultimo esercizio, entrambi denominati "Green Bond". Si segnala che alla data del 31 dicembre 2021 i covenant risultavano rispettati. 

La leva finanziaria ("leverage"), espressa come rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, al 31 dicembre 2021 è pari al 68,5% (70,3% al 31 dicembre 2020).

L'Indebitamento Finanziario (esclusi derivati) al 31 dicembre 2021, è pari a 482,6 milioni di euro (475,9 milioni di euro al 31 dicembre 2020).

Le Disponibilità Liquide del Gruppo sono pari a 123,6 milioni di euro al 31 dicembre 2021, in contrazione di 24,1 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2020. Le principali variazioni del periodo comprendono la liquidità utilizzata, come già evidenziato nei paragrafi precedenti, per l'estinzione dei finanziamenti in capo alle società Callari S.r.l. e Ordona Energia S.r.l. oltre che per finanziare le attività di investimento in fase di costruzione e di sviluppo rispettivamente in Italia e in Romania.

L' Indebitamento finanziario corrente al 31 dicembre 2021, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota corrente, è pari a 69,6 milioni di euro, in diminuzione di 28,7 milioni di euro rispetto al valore del 31 dicembre 2020 in cui era pari a 98,3 milioni di euro). La variazione è riconducibile principalmente i) alla già menzionata estinzione anticipata dei finanziamenti in project financing per le società Ordona Energia S.r.l. e Callari S.r.l. (si precisa che il debito finanziario estinto era già stato riclassificato tra le passività finanziarie correnti al 31 dicembre 2020), ii) dall'incremento degli affidamenti utilizzati dalla controllante Alerion Clean Power per 6,9 milioni di euro nel periodo e dalla variazione del fair value degli strumenti derivati iscritti tra le passività finanziarie correnti in aumento per 8,3 milioni di euro.

L' Indebitamento finanziario non corrente al 31 dicembre 2021, comprensive dei debiti per strumenti derivati per la quota non corrente sono pari a 557 milioni di euro (541,4 milioni di euro al 31 dicembre 2020) ed includono (i) il debito verso obbligazionisti per 395,9 milioni di euro composto dal valore prestito obbligazionario 2019-2025 sottoscritto il 12 dicembre 2019, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 2 milioni di euro e del prestito obbligazionario 2021-2027 sottoscritto in corso d'anno il 3 novembre 2021, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 1,9 milioni di euro, (ii) le quote a medio lungo termine dei finanziamenti in project financing, pari a 106,9 milioni di euro, diminuite per le rate scadute al 31 dicembre 2021, (iii) la quota a medio lungo termine delle passività finanziarie per leasing in linea con quanto previsto dal principio contabile "IFRS 16 - LEASES" per 39 milioni di euro.

Inoltre, si segnala che gli interessi maturati relativi al prestito obbligazionario 2018-2024 al 31 dicembre 2020 e rilevati in tale data tra i debiti finanziari a breve termine, pari a 2,9 milioni di euro, sono stati corrisposti in data 30 giugno 2021. Successivamente alla data del 3 novembre 2021 si è provveduto a rimborsare anticipatamente il suddetto prestito rimborsando la penale prevista dal regolamento per il rimborso anticipato pari a circa 2,8 milioni di euro. 

I Crediti Finanziari e le altre attività finanziarie non correnti al 31 dicembre 2021 sono pari a 7,2 milioni di euro, in aumento rispetto al 31 dicembre 2020 per 4,4 milioni di euro, e si riferiscono principalmente ai crediti finanziari verso società consolidate con il metodo del patrimonio netto.

Per i termini e le condizioni relativi ai rapporti con parti correlate si rimanda alla nota "Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 31 dicembre 2021".

In ottemperanza alla delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006 si riporta qui di seguito la descrizione dei criteri adottati nella predisposizione del prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata e del conto economico consolidato riclassificati al 31 dicembre 2021 inseriti e commentati rispettivamente nel precedente paragrafo "Andamento economico finanziario del Gruppo" ed il prospetto di raccordo tra il risultato di periodo ed il patrimonio netto del Gruppo, con gli analoghi valori della Capogruppo al 31 dicembre 2021.

Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria consolidata riclassificata al 31 dicembre 2021 

Le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Immobilizzazioni, tale voce si suddivide nelle seguenti sottovoci: 

• Immobilizzazioni Immateriali: tale voce include: i) "Diritti e concessioni" per 187,3 milioni di euro, ii) "Costi di sviluppo" per 11,8 milioni di euro, iii) le voci "Brevetti ed opere d'ingegno" e "Altre immobilizzazioni immateriali", pari complessivamente a 0,2 milioni di euro, iv) "Immobilizzazioni Immateriali in corso" per 1,9 milioni di euro (nota "5"). 

• Immobilizzazioni Materiali: tale voce include: i) "Terreni e Fabbricati" per 32,6 milioni di euro, ii) "Impianti e macchinari" per 396,7 milioni di euro,  iii) "Immobilizzazioni in corso" per 60,9 milioni di euro, relativi a investimenti sui parchi eolici e iv) "Altri beni" per 0,3 milioni di euro (nota "7").

• Immobilizzazioni Finanziarie: tale voce pari a 61,6 milioni di euro include il valore delle partecipazioni iscritte tra le attività finanziarie non correnti nella voce "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto" (nota "8").

• Crediti Finanziari non Correnti; tale voce include il valore dei Crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti, per 7,2 milioni di euro (nota "9")

Altre attività e passività non finanziarie, la voce si riferisce a i)"Crediti commerciali" vantati sia nei confronti di imprese collegate che nei confronti di altre imprese per un ammontare complessivo pari a 38,3 milioni di euro (nota "11"), ii) "Attività per imposte anticipate" per 46,3 milioni di euro (nota "33"), iii) "Crediti tributari" (nota "12") e "Crediti vari e altre attività correnti" (nota "13") per complessivi 38,2 milioni di euro, iv) "Debiti commerciali" per un ammontare complessivo pari a 14,2 milioni di euro (nota "23"), v) "TFR e altri fondi relativi al personale" per 0,6 milioni di euro (nota "19"), vi) "Fondo imposte differite" per 41,9 milioni di euro (nota "33"), vii) "Fondi per rischi ed oneri futuri" per 56,7 milioni di euro (nota "20"), viii) "Debiti vari e altre passività non correnti" per 14,4 milioni di euro (nota "21"), ix) "Debiti Tributari" per 13,3 milioni di euro (nota "24"), x) "Debiti vari e altre passività correnti" per 12,9 milioni di euro (nota "25").

Liquidità, include la voce "Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti" per 123,6 milioni di euro (nota "15").

Altre attività e passività finanziarie, la voce include: i) "Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti" per 0,5 milioni di euro (nota "14"); ii) "Passività finanziarie non correnti" per 554 milioni di euro (nota "17"); iii) "Passività finanziarie correnti" per 52,7 milioni di euro (nota "22"); e iv) "Strumenti derivati", classificati tra le passività correnti e non correnti, per 19,9 milioni di euro (nota "18").

Conto economico riclassificato consolidato al 31 dicembre 2021 le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Ricavi, tale voce include i) ricavi da "Vendite di energia" e da "Vendite incentivi" per 148,6 milioni di euro, ii) "Altri ricavi e proventi diversi" pari a 5,2 milioni di euro (note "27" e "28").

Proventi (oneri) finanziari tale voce include i) il saldo netto negativo da "Proventi (oneri) finanziari" per 22,3 milioni di euro, e ii) la voce "Proventi (oneri) da partecipazioni ed altre attività finanziarie" negativa per 0,1 milioni di euro (note "31" e "32).

Imposte tale voce include i) il saldo netto da "Correnti" pari a 14,9 milioni di euro e, ii) "Differite" negative per 3,4 milioni di euro (nota "33").

Si segnala che nella voce "altre rettifiche di consolidamento" sono ricomprese le rettifiche utili a neutralizzare i maggiori valori venutisi a creare nei bilanci civilistici per effetto dell'applicazione in quest'ultimi della rivalutazione.

ANDAMENTO DELLA GESTIONE DELLA CAPOGRUPPO

• Le Attività non finanziarie al 31 dicembre 2021 ammontano a 76,9 milioni di euro, con una variazione in aumento di 50,4 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2020, e comprendono principalmente: i) attività per imposte anticipate per 9,6 milioni di euro (1,3 milioni di euro al 31 dicembre 2020), ii) crediti commerciali per 4,6 milioni di euro (7,3 milioni di euro al 31 dicembre 2020), iii) crediti tributari per 0,4 milioni di euro (2,6 milioni di euro al 31 dicembre 2020), iv) crediti vari e altre attività correnti per 62,7 milioni di euro (15,4  milioni di euro al 31 dicembre 2020).

• Le Passività non finanziarie al 31 dicembre 2021 ammontano a 50,5 milioni di euro, con una variazione in aumento di 39,6 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2020, e comprendono principalmente: i) fondi rischi e oneri futuri per 37,8 milioni di euro (0,6 milioni di euro al 31 dicembre 2020), ii) fondo TFR per 0,5 milioni di euro (0,5 milioni di euro al 31 dicembre 2020), iii) debiti commerciali per 1,7 milioni di euro (0,8 milioni di euro al 31 dicembre 2020) iv) altre passività correnti per 6,4 milioni di euro (8,9  milioni di euro al 31 dicembre 2020) v) debiti tributari per 3,5 milioni di euro (non presenti al 31 dicembre 2020).

Nel seguito sono illustrati i provvedimenti di maggior rilievo che hanno caratterizzato il quadro normativo di riferimento per il settore nel corso del 2021.

Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" 

Con la Deliberazione 22/2021/R/EFR del 26 gennaio 2021 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2021 (FIP 2021), il valore medio annuo registrato nel 2020 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 39,8 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2021, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 109,36 €/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza.

Nuovi obiettivi europei al 2030 per fonti rinnovabili ed efficienza energetica

Nel corso del 2018 sono stati definiti i nuovi obiettivi europei per le fonti rinnovabili e l'efficienza energetica al 2030. Tali principi, che dovranno essere recepiti in nuove direttive comunitarie, stabiliscono un obiettivo al 2030 di riduzione almeno del 40% delle emissioni di gas a effetto serra (rispetto ai livelli del 1990), un secondo obiettivo del 32% (rispetto al 27% originariamente proposto dalla Commissione Europea) al 2030 rispetto ai consumi finali per le fonti rinnovabili, con un obbligo dell'1,3% annuo sulle rinnovabili termiche e un obbligo del 14% nel settore dei trasporti. Per l'efficienza energetica il nuovo obiettivo al 2030 è stato fissato al 32,5%. E' in corso di definizione da parte della Comunità Europea un aggiornamento di tali direttive, allo scopo di mettere in atto la proposta di portare l'obiettivo della riduzione netta delle emissioni di gas serra ad almeno il 55%.

Si riporta brevemente il contenuto del Decreto-legge "Sostegni-ter" relativo a "Misure urgenti in materia di sostegno alle imprese e agli operatori economici, di lavoro, salute e servizi territoriali, connesse all'emergenza da COVID-19, nonché' per il contenimento degli effetti degli aumenti dei prezzi nel settore elettrico" - decreto-legge 27 gennaio 2022, n. 4, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale il 27 gennaio 2022.

Con l'articolo 16 del provvedimento, vengono introdotte misure che prevedono un meccanismo di compensazione, calcolato rispetto ai prezzi di riferimento storici e applicato, dal 1° febbraio al 31 dicembre 2022, sull'elettricità immessa in rete da impianti a fonti rinnovabili (esclusi gli impianti con potenza inferiore a 20kW), che beneficiano del Conto Energia e alimentati da fonte idroelettrica, solare ed eolica che non hanno accesso a meccanismi di incentivazione.

Quadro normativo spagnolo

La normativa spagnola sull'elettricità prodotta da fonte rinnovabile è disciplinata dal framework per la generazione e la promozione delle energie rinnovabili istituito dall'Unione europea, in particolare dalla Direttiva 2009/28 / CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009, sulla promozione dell'uso di energia da fonti rinnovabili, che modifica e successivamente abroga le direttive 2001/77 / CE e 2003/30 / CE. Come da normativa spagnola, il regime giuridico di base è stabilito nella Legge 24/2013 del 26 dicembre 2013 sul Settore Elettrico (l'"ESL"), in attuazione attraverso: (i) Regio Decreto 413/2014 del 6 giugno, che regola la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, cogenerazione e rifiuti; (ii) Regio Decreto 1955/2000 del 1° dicembre, che disciplina la produzione, trasmissione, distribuzione, commercializzazione e fornitura di energia elettrica e le procedure autorizzative degli impianti elettrici; e (iii) Regio Decreto 2019/1997 del 26 settembre, che organizza e disciplina il mercato della produzione di energia elettrica.

Insieme ai regolamenti emanati a livello statale: (i) la maggior parte delle comunità autonome (Comunidades Autónomas) hanno anche approvato regolamenti specifici (ad esempio Aragón: decreto del 25 giugno 2004); (ii) i Comuni hanno anche un proprio regolamento in materia di rilascio di licenze di lavori e attività; e (iii) le normative ambientali e urbanistiche (sviluppate principalmente a livello di comunità autonoma e municipalità) devono essere prese in considerazione anche nello sviluppo di un progetto di energia rinnovabile.

Sebbene, secondo ESL, la generazione di elettricità sia classificata come attività non regolamentata (in contrasto con la trasmissione e la distribuzione di energia), e quindi non richieda una licenza di per sé, alcune autorizzazioni di costruzione e di esercizio devono essere ottenute prima dell'inizio dell'attività di produzione di energia elettrica.

La remunerazione dei produttori di energia rinnovabile in un mercato liberalizzato consiste principalmente nei ricavi che ricevono dalle loro vendite nel mercato all'ingrosso. Inoltre, il governo spagnolo promuove lo sviluppo di progetti rinnovabili avviando, di volta in volta, aste al fine di concedere il cosiddetto sistema di remunerazione specifica (régimen de retribución especifico) agli offerenti che offrono capacità di energia rinnovabile al prezzo più basso (es. richiedendo un incentivo inferiore). Ciononostante, qualsiasi entità può sviluppare un impianto rinnovabile indipendentemente da tali processi d'asta (ovvero senza incentivo), essendo completamente esposta alle fluttuazioni del prezzo di mercato dell'elettricità.

Rischi connessi al contesto normativo e regolamentare

Il Gruppo opera in un settore altamente regolamentato e, pertanto, le società del Gruppo sono tenute al rispetto di un elevato numero di leggi e regolamenti.

In particolare, il Gruppo e gli impianti attraverso i quali opera sono sottoposti a normative nazionali e locali relative a molteplici aspetti dell'attività svolta, che interessano tutta la filiera della produzione dell'energia elettrica. Tale regolamentazione concerne, tra l'altro, sia la costruzione degli impianti (per quanto riguarda l'ottenimento dei permessi di costruzione e ulteriori autorizzazioni amministrative), sia il loro esercizio che la protezione dell'ambiente circostante, incidendo quindi sulle modalità di svolgimento delle attività del Gruppo.

L'emanazione di nuove disposizioni normative applicabili al Gruppo o all'attività di produzione dell'energia elettrica o eventuali modifiche del vigente quadro normativo italiano, ivi inclusa la normativa fiscale, potrebbero avere un impatto negativo sull'operatività di Alerion e del Gruppo. Inoltre, l'implementazione di tali modifiche potrebbe richiedere specifici e ulteriori oneri a carico del Gruppo. In particolare, i costi per conformarsi ad eventuali modifiche delle disposizioni normative vigenti, ivi inclusi i costi di compliance, comprensivi dei costi di adeguamento alle disposizioni in materia di requisiti per l'esercizio delle attività, di licenze del personale e di sicurezza nel lavoro, potrebbero essere particolarmente elevati. Similmente l'adeguamento alle modifiche della normativa sopra descritte può richiedere lunghi tempi di implementazione. Il verificarsi di tali eventi potrebbe avere effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo. 

Inoltre, l'elevato grado di complessità e di frammentarietà delle normative nazionali e locali del settore della produzione di energia da fonti rinnovabili, unita all'interpretazione non sempre uniforme delle medesime da parte delle competenti Autorità, potrebbe generare situazioni di incertezza e contenziosi giudiziari, con conseguenti effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Il Gruppo contiene tale rischio monitorando costantemente il quadro normativo per recepire tempestivamente i potenziali cambiamenti, operando in maniera tale da minimizzare gli impatti economici eventualmente derivanti.

Rischi connessi alla ciclicità della produzione e al climate change

Le caratteristiche delle fonti di energia utilizzate comportano sia una produzione caratterizzata da elevata variabilità, connessa alle condizioni climatiche dei siti in cui sono localizzati gli impianti eolici, sia previsioni di produzione basate su serie storiche e stime probabilistiche. 

In particolare, la produzione di energia elettrica da fonte eolica, essendo legata a fattori climatici "non programmabili" è caratterizzata nell'arco dell'anno da fenomeni di stagionalità che rendono discontinua la produzione di energia.

Eventuali condizioni climatiche avverse e, in particolare, l'eventuale perdurare di una situazione di scarsa ventosità per gli impianti eolici anche rispetto alle misurazioni effettuate in fase di sviluppo (circa la disponibilità della fonte e le previsioni relative alle condizioni climatiche), potrebbero determinare sfasamenti temporali e la riduzione o l'interruzione delle attività degli impianti, comportando una flessione o un incremento tempo per tempo dei volumi di energia elettrica prodotti, con conseguenti effetti di breve periodo sull'attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.

Il Gruppo Alerion contiene tale rischio pianificando l'installazione di nuovi siti in zone geografiche diversificate, monitorando l'andamento dei dati anemometrici per migliorare l'attività di forecasting meteorologico e programmando i fermi impianto in funzione dei periodi di minore ventosità.

Il Gruppo Alerion contiene gli eventuali rischi di danneggiamento degli impianti dovuti a eventi atmosferici avversi non controllabili né programmabili tramite la stipula di polizze assicurative e di contratti di manutenzione.

Inoltre, se da un lato, eventuali disastri climatici possono causare effetti sfavorevoli sulla produzione del gruppo, conseguenza del cambiamento climatico in corso è anche il sempre maggiore interesse delle istituzioni nei confronti delle società che producono energia di tipo rinnovabile. In particolare, l'Unione Europea ha sviluppato un Piano d'azione per finanziare la crescita sostenibile (EU Action Plan) e contribuisce a collegare la finanza alle esigenze specifiche dell'economia europea e mondiale. Il Gruppo, che ha come core business la produzione di energia tramite fonti rinnovabili, è particolarmente coinvolto da progetti di tale portata.

Inoltre, società che hanno un core business espressamente caratterizzato da iniziative di tipo sostenibile possono accedere a strumenti di finanziamento e investimento specifici, quali i green bond. A tal proposito, il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. ha deliberato in data 19 dicembre 2019 e successivamente in data 3 novembre 2021 l'emissione di prestiti obbligazionari, i cui termini di utilizzo sono tenuti a soddisfare i criteri di cui al Green Bond Framework adottato dalla Società. 

Rischi connessi ai contratti di finanziamento 

Il Gruppo presenta un elevato indebitamento finanziario e obbligazionario, rispetto al quale sostiene oneri finanziari. Inoltre, il Gruppo, ove fosse tenuto a rifinanziare l'indebitamento esistente prima della relativa data di scadenza, potrebbe non essere in grado di completare gli investimenti in corso o previsti dal Piano.

Alla luce di quanto precede, l'indebitamento contratto o contraendo per le attività necessarie per la realizzazione e la messa in esercizio dei Parchi Eolici hanno comportato e/o comporteranno (a seconda dei casi) un incremento dell'indebitamento finanziario del Gruppo e, pertanto, fermo restando l'incremento dei ricavi generati, successivamente al periodo di collaudo, dall'attività dei nuovi Parchi Eolici, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nel sostenere gli impegni finanziari nascenti dalla propria struttura di indebitamento e nel rispettare i propri impegni finanziari, anche in considerazione della progressiva scadenza delle tariffe incentivanti di cui godono gli impianti in proprietà del Gruppo.

Il finanziamento dei progetti posti in essere dal Gruppo è effettuato tramite modalità di finanziamento in project financing e attraverso finanziamenti di tipo Corporate come: il "Prestito Obbligazionario 2021-2027" ed il "Prestito Obbligazionario 2019-2025", i quali risultano entrambi soddisfare i criteri previsti dal "Green Bond Framework" adottato dalla Società. 

Il regolamento del "Prestito Obbligazionario 2021-2027", il regolamento del "Prestito Obbligazionario 2019-2025" ed i contratti di finanziamento di cui le società del Gruppo sono parte, ed in particolare i finanziamenti in project financing, contengono una serie di clausole abituali per tali tipologie di documenti, quali obblighi di fare e di non fare, clausole di c.d. negative pledge, restrizioni alla distribuzione di dividendi, relazioni sui risultati e bilanci, obblighi di mantenimento di ratio finanziari soggetti a verifica periodica, ipotesi di inadempimento (cc.dd. eventi di default). Alcuni finanziamenti in project financing contengono inoltre clausole c.d. di cross default, ai sensi delle quali il verificarsi di situazioni di inadempimento in capo a soggetti diversi dalle società beneficiarie può rendere immediatamente esigibile l'importo residuo del finanziamento stesso. 

Parametri finanziari e Covenant:

"Prestito Obbligazionario 2019 -2025"

Con riferimento al Prestito Obbligazionario 2019 -2025 si segnala che qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati ed il Patrimonio Netto al netto dei derivati risulti superiore a 2,5 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 2,5. Con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2019. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2021 risulta rispettato.

"Prestito Obbligazionario 2021 -2027"

Con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2021 -2027" si segnala che qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati ed il Patrimonio Netto al netto dei derivati risulti superiore a 3 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3. Con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2021. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2021 risulta rispettato.

Project Financing

Con riferimento ai finanziamenti da Project Financing si rimanda alla nota 17 "PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI" in cui è presentato il dettaglio dei parametri finanziari da rispettare al 31 dicembre 2021 relativi a tali finanziamenti.

Rischi connessi ai tassi di interesse

A seguito dell'emissione delle recenti emissioni di Prestiti Obbligazionari, come descritto in precedenza, il Gruppo è esposto solo marginalmente al rischio connesso alle fluttuazioni del tasso di interesse.

Il finanziamento dei progetti posti in essere dal Gruppo ha comportato il ricorso al credito bancario, anche attraverso modalità di project financing. In tale contesto, un aumento significativo dei tassi d'interesse potrebbe avere un impatto negativo sul rendimento dei progetti d'investimento futuri del Gruppo.

Al fine di limitare tale rischio, il Gruppo ha messo in atto una politica di copertura dei rischi derivanti da fluttuazioni dei tassi attraverso l'utilizzo di contratti di copertura dei tassi d'interesse Interest Rate Swap (IRS), per gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile.

Maggiori informazioni in merito ai rischi derivanti dagli strumenti finanziari richieste dall'IFRS 7 sono fornite al paragrafo 3 "Politica di Gestione del Rischio Finanziario" delle Note Esplicative.

Rischi connessi ai crediti per la vendita di energia elettrica

L'energia prodotta dai parchi eolici del Gruppo è acquistata da società di trading con cui l'Emittente ha in essere appositi accordi contrattuali, che riversano la stessa sul mercato dell'energia. Alla luce di quanto precede, il Gruppo è esposto al rischio che le società di trading a cui viene ceduta l'energia elettrica prodotta di parchi eolici detenuti dalle SPV non corrispondano puntualmente o tempestivamente i corrispettivi dovuti; al 31 dicembre i crediti nei confronti delle società di trading attraverso cui il Gruppo operano erano pari ad Euro 32,6 milioni.

Il verificarsi degli eventi oggetto di tali rischi, che è considerato dall'Emittente di bassa probabilità di accadimento, potrebbe avere un impatto negativo sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria dell'Emittente e del Gruppo.

Il Gruppo realizza la vendita di energia elettrica prodotta da tutti i Parchi Eolici attraverso contratti bilaterali di durata annuale, senza rinnovo automatico, stipulati dalle SPV che detengono i Parchi Eolici produttori di energia elettrica con società di trading. 

Il Gruppo è esposto al rischio che le proprie controparti possano non onorare i crediti maturati dalle società del Gruppo; e un eventuale ritardato o mancato versamento degli importi dovuti potrebbe comportare una crisi di liquidità del Gruppo con conseguenti difficoltà da parte dello stesso a far fronte agli oneri, anche finanziari, dovuti ed effetti negativi significativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Inoltre, qualora i rapporti in essere con le società di trading si dovessero deteriorare, il Gruppo potrebbe dover decidere di risolvere i contratti di vendita di energia elettrica in essere. Ove ciò si verificasse, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nell'individuazione di controparti con adeguato standing nonché nella negoziazione di termini e condizioni egualmente vantaggiosi rispetto agli accordi di cui è parte, con conseguenti effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Rischi connessi ai programmi di incentivazione nazionale di cui beneficia il Gruppo 

Tutti i parchi eolici del Gruppo ad eccezione dei parchi eolici di Albanella, Agrigento e Ricigliano godono di una tariffa incentivante e, per i dodici mesi conclusi al 31 dicembre 2021, il 47% dei ricavi operativi del Gruppo nel 2021 è riconducibile ai programmi di incentivazione nazionale (il rapporto era invece pari a 63% nel 2020). Qualora per qualsiasi ragione uno o più parchi eolici del Gruppo sia oggetto di provvedimenti di decadenza ovvero di decurtazione da parte del GSE degli incentivi ovvero si verifichi, per qualsiasi motivazione, un ritardo da parte del GSE nella corresponsione degli importi dovuti, il Gruppo potrebbe subire diminuzioni, anche significative, dei propri ricavi. Il ritardo nel pagamento, il venir meno o la diminuzione degli incentivi, anche per ragioni esterne al Gruppo, potrebbe inoltre far sorgere in capo all'Emittente l'obbligo di effettuare contribuzioni, anche di importo significativo, nelle proprie società controllate, così da evitare la violazione dei covenants finanziari e di ulteriori previsioni contenute nei contratti di finanziamento di cui le stesse sono parte.

Il verificarsi degli eventi oggetto di tali rischi, che è considerato dall'Emittente di bassa probabilità di accadimento, potrebbe avere un impatto negativo estremamente significativo sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria dell'Emittente e del Gruppo.

Tutti i parchi eolici italiani del Gruppo già in esercizio hanno beneficiato del regime di incentivazione dei c.d. "certificati verdi" che ha consentito loro di ottenere un numero di certificati verdi proporzionale all'elettricità generata, venduta poi al GSE ad un prezzo basato su una percentuale del prezzo di mercato dell'elettricità all'ingrosso sul mercato italiano. A seguito di una modifica legislativa approvata nel 2011 ai sensi del D. Lgs. N. 28/2011 e del relativo Decreto Ministeriale del 6 luglio 2012, il regime di incentivazione dei certificati verdi è terminato a partire dal 1° gennaio 2016 e, conseguentemente, i Parchi Eolici che hanno beneficiato del regime di incentivazione dei certificati verdi sono passati, a seguito della stipula di apposita convenzione con il GSE, ad un sistema di tariffe incentivanti per il periodo di vita rimanente del Parco Eolico, compreso tra uno ed otto anni a seconda del Parco.

Rischio prezzo delle commodities

Il Gruppo è esposto primariamente al rischio di volatilità dei prezzi legati all'energia elettrica, ovvero al rischio di prezzo relativo alla variabilità di futuri ricavi da vendite di energia elettrica per effetto dell'oscillazione dei prezzi di vendita di tale commodity.

In linea generale, la strategia di risk management perseguita dal Gruppo con riferimento alla gestione dei rischi energetici è finalizzata al contenimento della volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità ed alla conseguente stabilizzazione dei relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti di generazione da fonti rinnovabili.

Il Gruppo negozia strumenti derivati su commodity ("commodity swap") al fine di mitigare il rischio di prezzo attribuibile ad una specifica componente di rischio specifico incorporata nei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta. L'obiettivo di risk management sottostante è, pertanto, quello di proteggere il valore delle future vendite di energia elettrica da movimenti sfavorevoli della componente di rischio incorporata nei prezzi di vendita contrattualizzati con il proprio parco clienti.

In definitiva, l'obiettivo delle relazioni di copertura designate contabilmente dal Gruppo è quello di fissare il valore della componente di rischio legata ai ricavi da vendite di energia elettrica altamente probabili, attraverso la negoziazione di Commodity Swap.

Rischio di credito

Il rischio di credito rappresenta l'esposizione del Gruppo a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti.

Ad oggi, non si sono avuti casi significativi di mancato adempimento da parte delle controparti. Occorre infatti rilevare che, seppur la maggior parte dei crediti del Gruppo sono esigibili verso un numero ristretto di controparti, non si ravvisano rischi di inadempienza legati alla concentrazione del credito per la primaria affidabilità delle controparti.

Per un'analisi più dettagliata del rischio in oggetto si rimanda a quanto riportato al paragrafo 3 "POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO" delle note esplicative.

Rischio di liquidità

Il rischio liquidità rappresenta il rischio che, a causa dell'incapacità di reperire nuovi fondi finanziari, la società non riesca a far fronte alle proprie obbligazioni finanziarie e commerciali nei termini e alle scadenze prestabilite. L'obiettivo del Gruppo è quello di porre in essere una struttura finanziaria che, in coerenza con gli obiettivi operativi, garantisca sempre un livello di liquidità adeguato.

Per un'analisi più dettagliata del rischio in oggetto si rimanda a quanto riportato al paragrafo 3 "POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO" delle note esplicative.

Il bilancio consolidato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari connesso sia alla pandemia da COVID-19, sia al recente conflitto tra Ucraina e Russia che ha ulteriormente aumento il livello di incertezza sui mercati internazionali anche per la difficile lettura dello dinamiche geopolitiche attualmente in corso, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di tali fenomeni ed essendo la produzione di energia elettrica un'attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell'operatività.

Il Gruppo ha valutato l'applicabilità del presupposto della continuità aziendale nella redazione dei bilanci concludendo che, pur in presenza di un difficile contesto economico e finanziario, non sussistono dubbi sulla continuità aziendale.

Per la gestione dei rischi finanziari si rimanda al paragrafo "POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO" contenuto nelle Note Esplicative, in cui vengono illustrate le attività del Gruppo in merito alla gestione dei rischi finanziari.

Incertezze dovute alle ripercussioni economico-sociali legate alla diffusione del Coronavirus COVID-19

Pandemia da Coronavirus (COVID-19)

Il 2021 ha visto perdurare l'emergenza di sanità pubblica di rilevanza internazionale Covid-19: in tale contesto il Gruppo ha continuato a mettere in atto tutte le azioni ritenute necessarie a garantire da un lato la salute dei propri dipendenti e dall'altro la continuità operativa dei propri assets in condizioni di sicurezza. Nel corso dell'anno il Gruppo, infatti, ha continuato a monitorare con attenzione l'evoluzione della situazione nei diversi Paesi in cui opera ed ha emanato linee guida al fine di adottare le procedure più idonee a prevenire e/o mitigare gli effetti del contagio in ambito lavorativo per garantire la salute e la sicurezza sia dei propri dipendenti sia di fornitori e clienti, mantenendo al tempo stesso ininterrotta l'operatività.

A partire dal 15 ottobre così come previsto dal decreto Legge n. 127 del 21 settembre 2021 per accedere ai luoghi di lavoro in Italia è obbligatorio essere in possesso ed esibire, su richiesta, la Certificazione verde Covid-19 (Green pass), fatta eccezione per coloro che sono esentati dalla campagna vaccinale sulla base di idonea certificazione medica.

In riferimento alla valutazione degli impatti del COVID-19, grazie al proprio modello di business, non si segnalano impatti negativi significativi sull'andamento economico e sulla stabilità finanziaria del Gruppo nel corso del 2021 e pertanto non è stato necessario effettuare riduzioni del personale né previsioni in tal senso, non si è fatto inoltre ricorso all'utilizzo di ammortizzatori sociali o alla riduzione forzata dell'orario di lavoro. È stata inoltre avviata un'attività di monitoraggio costante degli impatti che tale stato di emergenza potrà avere sulle variabili economiche e di business, al fine di consentire la tempestiva implementazione di adeguati piani di azione.

Si evidenzia che le previsioni in merito alla futura evoluzione dell'attuale contesto macroeconomico e finanziario si caratterizzano, in ogni caso, per un elevato grado di incertezza, che potrebbe riflettersi sulle valutazioni e sulla stima effettuata dal management dei valori contabili delle attività e delle passività interessate da una maggiore volatilità. 

In osservanza con le recenti raccomandazioni dell'ESMA, contenute nei public statements "ESMA 71-99-1290 dell'11 marzo 2020; ESMA 32-63-951 del 25 marzo 2020; ESMA 31-67-742 del 27 marzo 2020; ESMA18-75-46 del 9 aprile 2020; e della CONSOB, di cui al "Richiamo di attenzione" n. 6/20 del 9 aprile 2020,  al "Richiamo di attenzione" n.1/21 del 16 febbraio 2021 ed al "Richiamo di attenzione" n.4/21 del 15 marzo 2021, il Gruppo ha considerato con attenzione l'evolversi della situazione nei Paesi in cui opera, al fine di valutare, la rilevanza degli impatti del COVID-19 sulle attività economiche e sulla situazione patrimoniale e finanziaria nonché sulla performance economica del Gruppo alla data della presente relazione finanziaria annuale 2021.

In particolare, nel rispetto di quanto richiesto a livello nazionale dai "Richiami di attenzione" emessi da CONSOB sono riportate nel seguito le principali considerazioni svolte dal Gruppo con riferimento agli effetti della pandemia COVID-19.

-     a tale riguardo, si evidenzia che la produzione di energia elettrica è classificata come attività di pubblica utilità e pertanto non è soggetta a riduzione dell'operatività. L'operatività dei parchi eolici è garantita dalle attività di asset management e di manutenzione degli impianti che proseguono grazie anche al mantenimento dell'operatività dei fornitori del Gruppo.

-     l'incertezza dello scenario economico anche per effetto del Coronavirus COVID-19 è stato considerato nell'elaborazione delle analisi di sensitività sul valore recuperabile delle attività non correnti, si rimanda alla nota 5 "Impairment Test" della presente relazione.

-     per quanto attiene allo scenario dei prezzi si segnala che una eventuale riduzione dei prezzi dell'energia elettrica sarà parzialmente mitigata nell'anno successivo dalla rideterminazione in incremento della tariffa incentivante riconosciuto dal GSE, ove prevista, in ragione della costruzione della formula di determinazione della tariffa stessa.

-     in merito alla valutazione delle attività finanziarie ed alla determinazione delle perdite attese sulle stesse, in ragione della natura delle attività finanziarie detenute dal Gruppo relative principalmente a disponibilità liquide, crediti verso il Gestore dei Servizi Energetici per il riconoscimento della tariffa incentivante e crediti verso l'Erario per IVA, non si rilevano particolari rischi derivanti dalle incertezze sopra definite.

Le informazioni sui rapporti con parti correlate richieste dalla Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 sono presentate nei relativi paragrafi della presente relazione.

In ottemperanza alle comunicazioni Consob del 20 febbraio 1997, del 27 febbraio 1998, del 31 dicembre 1998, del 31 dicembre 2002 e del 27 luglio 2006 nonché del successivo Regolamento Operazioni con Parti Correlate n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, si precisa che non si rilevano operazioni con parti correlate di carattere atipico e inusuale, estranee alla normale gestione d'impresa o tali da arrecare pregiudizio alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Termini e condizioni delle transazioni infragruppo

Alerion Clean Power S.p.A., nell'ambito della propria attività di holding, svolge nei confronti delle imprese del Gruppo il ruolo di coordinamento delle attività amministrative, gestionali, commerciali e di ottimizzazione delle risorse finanziarie. Nell'ambito di queste attività vengono poste in essere con le imprese controllate e collegate operazioni di prestazione di servizi. Tali rapporti, relativamente alle imprese controllate, vengono eliminati nell'ambito del bilancio consolidato. Esistono, inoltre, rapporti finanziari fra le società del Gruppo. I rapporti intrattenuti con le società controllate e partecipate sono regolati a condizioni di mercato, tenuto conto della natura dei servizi prestati. Tra le transazioni con società controllate o partecipate significative che generano effetti sul bilancio consolidato del Gruppo si segnala l'adesione delle società controllate al regime di tassazione del consolidato fiscale nazionale.

La Capogruppo riveste il ruolo di società consolidante. L'opzione consente alle società del gruppo aderenti di poter compensare i rispettivi risultati fiscali con un evidente beneficio non solo per le società, ma anche per il Gruppo nel suo complesso.

Le società aderenti al consolidato fiscale nazionale hanno sottoscritto un accordo al fine di disciplinare e specificare gli adempimenti, gli obblighi e le responsabilità che reciprocamente conseguono all'adesione a tale regime. In particolare, precise disposizioni sono volte ad assicurare che la partecipazione al consolidato nazionale non comporti svantaggi economici e finanziari per le società consolidate rispetto alla situazione che le medesime società avrebbero ove non avessero aderito a tale regime, oppure se, avendone i requisiti, avessero esercitato l'opzione per la tassazione di gruppo con le proprie controllate.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio

In data 22 febbraio 2022, il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. ha approvato il Piano Industriale 2023 - 2025. In particolare, si ricorda che, come comunicato in data 26 novembre 2021, Alerion ha avviato un processo di riorganizzazione strategica finalizzato alla individuazione di un partner industriale o finanziario che assicuri alla società le risorse finanziarie necessarie per sostenere il programma di investimenti dei prossimi anni. 

Gli investimenti cumulati nel quadriennio 2022 - 2025 saranno pari a circa 3,1 miliardi di euro, che si prevede verranno finanziati attraverso un mix di debito nonché con i proventi di un'operazione di rafforzamento patrimoniale, pari a circa 600 milioni di euro, che la Società intende realizzare entro la fine del 2022. La predetta operazione di rafforzamento patrimoniale sarà realizzata, subordinatamente all'individuazione del partner industriale o finanziario in esito al predetto processo di riorganizzazione strategica, con il supporto di tale partner e dell'azionista Fri-El.

In particolare, Alerion intende raggiungere a fine 2025 una capacità installata lorda di circa 3,8 GW, con un incremento lordo di circa 3,1 GW rispetto al 2020. I mercati di riferimento saranno l'Italia, la Romania e la Spagna e il mix tecnologico si arricchirà con l'ingresso nel settore solare fotovoltaico in Italia e in Romania.

Sulla base di un insieme di assunzioni, stime e valutazioni di eventi che in molti casi sono al di fuori del controllo della Società, quali ad esempio l'andamento dei prezzi dell'energia elettrica, si prevede il raggiungimento al 2025 di un EBITDA pari a circa 440 milioni di euro.

Si segnala che alla data della presente relazione sono stati stipulati ulteriori contratti con un nozionale complessivo di circa 68 MW a copertura dal rischio di variazione del prezzo dell'energia elettrica (prezzo di riferimento per il mercato all'ingrosso dell'energia elettrica italiana - Prezzo Unico Nazionale PUN -) a valere sulla produzione attesa del 2022.

Prevedibile evoluzione della gestione 

Nel corso del 2022 Alerion continuerà ad implementare azioni di miglioramento dell'efficienza operativa e finanziaria, ampliando la struttura organizzativa del Gruppo per supportare il programma di crescita all'estero in Spagna e in Romania, come riportato nel nuovo Piano Industriale 2022 - 2025 comunicato in data 22 febbraio 2022, il quale prevede un importante programma di investimenti che ha l'obiettivo di accelerare la crescita del Gruppo nel settore eolico e fotovoltaico in Europa.

In particolare, per quanto riguarda l'esercizio 2022, si prevede il raggiungimento dei seguenti target: 

• Aumento della capacità installata lorda fino a circa 934 MW a fine 2022,

• EBITDA consolidato pari a circa 236 milioni di euro, 

• Utile Netto Consolidato pari a circa 130 milioni di euro. 

Si sottolinea che gli obietti economici per l'esercizio 2022 non riflettono gli effetti derivanti dall'eventuale applicazione del meccanismo di aggiustamento dei prezzi di vendita previsto dal cd Decreto Sostegni ter. Si precisa che comunque l'eventuale applicazione di tale meccanismo avrebbe un impatto negativo limitato, di circa il 5 % dell'EBITDA consolidato.

Si precisa inoltre che il Gruppo non prevede riflessi negativi sulla gestione operativa delle proprie attività derivanti dall'attuale conflitto bellico in Ucraina.

Corporate Governance

Il Gruppo Alerion aderisce e si conforma al Codice di Autodisciplina delle società quotate approvato nel dicembre 2011 in ultimo aggiornato a luglio 2018 dal Comitato per la Corporate Governance e promosso da Borsa Italiana S.p.A., con le integrazioni e gli adeguamenti conseguenti alle caratteristiche del Gruppo.

La "Relazione sul Governo Societario e sugli Assetti Proprietari" contiene una descrizione generale del sistema di corporate governance adottato dal Gruppo e riporta le informazioni sugli assetti proprietari e sull'adesione al Codice di Autodisciplina, ivi incluse le principali pratiche di governance applicate e le caratteristiche del sistema di gestione dei rischi e di controllo interno in relazione al processo di informativa finanziaria. La suddetta Relazione è disponibile sul sito internet www.alerion.it. 

Distribuzione dividendi

Si segnala che l'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 26 aprile 2021, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 5 maggio 2021 con stacco in data 3 maggio 2021 della cedola n. 10, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,28 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 15,2 milioni di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall'Assemblea.

Attività di direzione e coordinamento

Si segnala a far data dal 7 maggio 2021 il venir meno dell'attività di direzione e coordinamento ex art. 2497 e ss. del codice civile da parte di Fri-El Green Power S.p.A. che, continuerà, pertanto, a esercitare le prerogative di azionista di controllo della Società.

Adempimenti informativi relativi alla Legge 124/2017 del 4 agosto 2017

L'art. 1, comma 125, della Legge 4 agosto 2017 n. 124 ha introdotto l'obbligo in capo alle imprese che ricevono contributi economici da parte delle pubbliche amministrazioni di pubblicare gli importi dei contributi ricevuti nell'esercizio nelle note esplicative del bilancio di esercizio e nell'eventuale bilancio consolidato. In attesa di un più generale intervento interpretativo della norma in questione e vista la rilevanza delle possibili conseguenze legate all'inadempimento del suddetto obbligo di pubblicazione, il Gruppo ha deciso di indicare nel presente bilancio anche i contributi economici ricevuti dalle pubbliche amministrazioni fruibili da tutte le imprese e che rientrano nella struttura generale del sistema di riferimento definito dallo Stato quali "Tariffa incentivante" e "Conto Energia". Gli importi di riferimenti indicati nelle tabelle di cui sopra sono riportati anche nei Bilanci delle società del Gruppo Interessate.

Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario

Si segnala che la Società è esente dagli obblighi derivanti dal decreto legislativo 30 dicembre 2016, n. 254 che ha attuato nel nostro ordinamento la direttiva 2014/95/UE in materia di informazioni non finanziarie e di informazioni sulla diversità, in quanto, a livello individuale e a livello consolidato, il numero medio di dipendenti risulta inferiore a 500, non rientrando pertanto per dimensione tra le società di interesse pubblico quotate, banche e imprese di assicurazione soggette all'obbligo di redigere e pubblicare una dichiarazione, di natura individuale o consolidata, che contenga una serie di informazioni relative ai temi ambientali, sociali, attinenti al personale, al rispetto dei diritti umani, alla lotta contro la corruzione attiva e passiva.

Azioni proprie e azioni di società controllanti

Si informa che al 31 dicembre 2021 la Società detiene n. 225.356 azioni proprie (al 31 dicembre 2020 erano n. 4.500) (corrispondenti al 0,416% del capitale sociale). Nell'ambito dell'autorizzazione all'acquisto deliberata dall'Assemblea degli Azionisti in data 3 maggio 2021, alla data del 18 marzo 2022 non risultano essere state acquistate ulteriori azioni proprie.

Maggiori informazioni in merito alle azioni proprie detenute dalla società al 31 dicembre 2021 e in merito alla movimentazione rispetto al 31 dicembre 2020 sono fornite al paragrafo 16 "PATRIMONIO NETTO" delle Note Esplicative.

Partecipazioni detenute da amministratori, sindaci, direttore generale e dirigenti con responsabilità strategiche

A seguito della delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, che ha abrogato l'allegato 3C, le informazioni relative alle partecipazioni detenute dagli organi di amministrazione e controllo, dai direttori generali e dai dirigenti con responsabilità strategiche, sono contenute nella Relazione sulla Remunerazione, ex art. 123 ter T.U.F.

Esercizio dell'opzione di deroga rispetto agli obblighi informativi in occasione di operazioni straordinarie significative

Si segnala che il Consiglio di Amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. in data 30 gennaio 2013 ha deliberato di avvalersi della facoltà di derogare agli obblighi di pubblicazione dei documenti informativi prescritti in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizioni e cessioni. 

Ambiente, salute e sicurezza

Il Gruppo Alerion opera nello sviluppo, costruzione e gestione di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, contribuendo quindi in maniera diretta alla riduzione delle emissioni inquinanti ed alla promozione di un sistema di sviluppo sostenibile sul territorio.

L'impegno di Alerion nella valorizzazione delle risorse ambientali si inserisce in un sistema integrato di valutazione e gestione degli impatti delle proprie attività produttive sull'ambiente.

Con riferimento alla salute e sicurezza sul luogo di lavoro, Alerion opera in conformità a quanto previsto dal D.lgs 81/08, dal D.lgs 106/09 ed in particolare in conformità alla norma ISO 45001:2018, certificata per l'attività di "Produzione di energia elettrica da fonte eolica. Servizi di esercizio e manutenzione tramite imprese terze di impianti per la produzione di energia elettrica da fonte eolica". Il certificato di conformità n° 9192.ALEN è stato rinnovato in data 20 dicembre 2020. 

Si segnala inoltre che nel corso del 2021 non si sono verificati eventi infortunistici sul lavoro del personale del Gruppo Alerion né dei lavoratori di fornitori terzi nello svolgimento di attività in sede o sugli impianti del Gruppo.

Informazioni attinenti al personale

I dipendenti del Gruppo al 31 dicembre 2021 risultano pari a 46 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

Di seguito si forniscono le informazioni relative all'età media del personale ed alla sua formazione:

Sedi secondarie

Alerion Clean Power S.p.A. ha sede legale a Milano, viale Majno 17 e una sede secondaria a Potenza (PZ), in via del Gallitello 221.

Si segnala che in data 15 marzo 2022 si è proceduto all'apertura di un'ulteriore Unità Locale della società controllata Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. sita a Bolzano (BZ) in via Museo nr. 33. PROPOSTA DI DELIBERA

Signori Azionisti,

Se d'accordo con quanto espostoVi dagli Amministratori, Vi invitiamo ad adottare la seguente delibera:

• esaminato il progetto di bilancio al 31 dicembre 2021 di Alerion Clean Power S.p.A. che chiude con un risultato netto dell'esercizio positivo per 11.008.540 Euro; 

• esaminato il bilancio consolidato al 31 dicembre 2021 di Alerion Clean Power S.p.A. che chiude con un utile di esercizio attribuibile al Gruppo di 48.738 migliaia di euro;

delibera:

1. di approvare la relazione del Consiglio di Amministrazione sulla situazione del Gruppo e sull'andamento della gestione;

2. di approvare il bilancio separato di Alerion Clean Power S.p.A. al 31 dicembre 2021, costituito dal prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria, dal conto economico, dal conto economico complessivo, dal prospetto della variazioni di patrimonio netto, dal rendiconto finanziario e dalle relative note esplicative, nonché dai criteri seguiti nella redazione dello stesso ed i relativi allegati, così come presentati dal Consiglio di Amministrazione, nel loro complesso e nelle singole appostazioni;

3. di approvare la destinazione del risultato netto dell'esercizio di Alerion Clean Power S.p.A. al 31 dicembre 2021, pari a 11.008.540 Euro, quanto a 10.458.113 euro a Riserve di risultato e quanto a 550.427 Euro a Riserva Legale;

4. di deliberare la distribuzione di un dividendo pari a Euro 0,44 lordi per ogni azione ordinaria (al netto delle azioni proprie), in circolazione nel giorno di messa in pagamento di detto dividendo, destinando a tale scopo parte delle Riserve di risultato, con pagamento a partire dal 25 maggio 2022 (data stacco cedola n. 11 il 23 maggio 2022).

                                   Il Consiglio di Amministrazione

BILANCIO CONSOLIDATO 2021

ATTIVITÀ

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 

Per le informazioni relative alle singole voci si veda la nota 16 "PATRIMONIO NETTO".

1. INFORMAZIONI SOCIETARIE

La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito "Capogruppo" o "Alerion") è un ente giuridico organizzato secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano EURONEXT MILAN. La sede del gruppo Alerion (di seguito "Gruppo Alerion" o "Gruppo") è a Milano, in viale Luigi Majno 17.

Il Gruppo opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, in particolare nel settore eolico.

La pubblicazione del bilancio consolidato di Alerion per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 18 marzo 2022.

2. CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 31 dicembre 2021 è composto dal prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria Consolidata, dal Conto Economico Consolidato, dal Conto Economico Complessivo Consolidato, dal Rendiconto Finanziario Consolidato, dal Prospetto delle variazioni di Patrimonio Netto consolidato e dalle relative note esplicative. Il presente bilancio consolidato è stato redatto secondo gli IFRS emanati dall'International Accounting Standards Board e omologati dall'Unione Europea in base al testo pubblicato nella Gazzetta Ufficiale delle Comunità Europee (G.U.C.E.) e in vigore al 31 dicembre 2011 nonché sulla base dei provvedimenti emanati in attuazione dell'Art. 9 del D. Lgs. n. 38/2005. Tali principi IFRS includono anche tutti i Principi Contabili Internazionali rivisti (denominati "IAS") e tutte le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretation Committee ("IFRIC"), in precedenza denominate Standing Interpretations Commitee ("SIC").

Il bilancio consolidato è stato redatto in base al principio del costo storico, tranne che per gli investimenti immobiliari e per gli strumenti derivati che sono iscritti al valore equo (fair value). Inoltre, si segnala che le aggregazioni aziendali effettuate durante il periodo sono state contabilizzate al valore equo (fair value) alla data di acquisizione. 

Il bilancio consolidato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari connesso all'epidemia virale del COVID-19 che l'11 marzo 2020 è stata classificata come pandemia dall'Organizzazione Mondiale della Sanità sia al recente conflitto tra Ucraina e Russia che ha ulteriormente aumento il livello di incertezza sui mercati internazionali anche per la difficile lettura dello dinamiche geopolitiche attualmente in corso, non sussistono significative incertezze, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di tale fenomeno ed essendo la produzione di energia elettrica un'attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell'operatività.

I prospetti di bilancio sono redatti secondo le seguenti modalità:

-     nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata sono esposte separatamente le attività correnti e non correnti e le passività correnti e non correnti.

-     nel Conto economico l'analisi dei costi è effettuata in base alla natura degli stessi, in quanto il Gruppo ha ritenuto tale forma più rappresentativa rispetto alla presentazione dei costi per destinazione.

-     il Rendiconto finanziario è stato redatto utilizzando il metodo indiretto.

Si precisa che in riferimento a quanto richiesto dalla Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006 in merito ai prospetti di bilancio sono stati inseriti specifici schemi supplementari con evidenza dei rapporti significativi con "Parti correlate".

I valori esposti nei prospetti contabili e nelle note illustrative, laddove non diversamente indicato, sono espressi in migliaia di euro.

I principi contabili adottati nella redazione della Relazione finanziaria consolidata al 31 dicembre 2021 sono conformi con quelli utilizzati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 ad eccezione dei principi contabili, emendamenti e interpretazioni che sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2021, descritti nella nota 2.5. "MODIFICHE E NUOVI PRINCIPI ED INTERPRETAZIONI".

2.1 SCHEMI DI BILANCIO ADOTTATI

In ottemperanza a quanto disposto dalla delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, si riportano qui di seguito le indicazioni circa lo schema di bilancio adottato rispetto a quanto indicato nello IAS 1 per il prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata, per il conto economico consolidato, per il prospetto delle variazioni di patrimonio netto consolidato nonché il metodo utilizzato per rappresentare i flussi finanziari nel rendiconto finanziario consolidato rispetto a quelli indicati nello IAS 7.

• Nel prospetto di Conto Economico consolidato si è deciso di presentare un'analisi dei costi utilizzando una classificazione basata sulla natura degli stessi. 

• Nel prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria consolidata si è deciso di rappresentare come classificazioni distinte le attività corrente e non correnti, e le passività correnti e non correnti, secondo quanto previsto dallo IAS 1. 

• Nel Prospetto delle variazioni di Patrimonio Netto consolidato avvenute nel periodo sono rappresentate attraverso un prospetto a colonne che riconcilia i saldi di apertura e di chiusura di ciascuna voce del patrimonio netto consolidato. 

• Il Rendiconto Finanziario consolidato rappresenta i flussi finanziari classificandoli tra attività operativa, di investimento e finanziaria. In particolare, i flussi finanziari derivanti dall'attività operativa sono rappresentati, come previsto dallo IAS 7, utilizzando il metodo indiretto, per mezzo del quale l'utile o la perdita d'esercizio sono rettificati dagli effetti delle operazioni di natura non monetaria, da qualsiasi differimento o accantonamento di precedenti o futuri incassi o pagamenti operativi, e da elementi di ricavi o costi connessi con i flussi finanziari derivanti dall'attività di investimento o finanziaria. 

Si segnala, infine, che, in ottemperanza alla suddetta delibera, nei prospetti della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata, di conto economico consolidato e nel rendiconto finanziario consolidato sono state evidenziate in apposite sotto voci, qualora di importo significativo, gli ammontari delle posizioni o transizioni con parti correlate.

2.2 PRINCIPI DI CONSOLIDAMENTO

Il bilancio annuale consolidato comprende i bilanci della società Alerion e delle imprese sulle quali la stessa ha il diritto di esercitare il controllo. La definizione di controllo non è basata esclusivamente sul concetto di proprietà legale. Il controllo esiste quando il Gruppo ha il potere, direttamente o indirettamente, di governare le politiche finanziarie e operative di un'azienda al fine di ottenerne i benefici relativi. Le situazioni economico patrimoniali delle imprese controllate sono incluse nel bilancio annuale consolidato a partire dalla data in cui si assume il controllo fino al momento in cui tale controllo cessa di esistere. Le quote del patrimonio netto e del risultato attribuibili ai soci di minoranza sono indicate separatamente sia nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata che nel conto economico consolidato.

Le imprese controllate sono consolidate con il metodo dell'integrazione globale, mentre quelle sulle quali si esercita un controllo congiunto con altri Soci sono valutate con il metodo del patrimonio netto; le società collegate o comunque sottoposte ad influenza notevole sono valutate con il metodo del patrimonio netto.

Le società controllate, consolidate integralmente, destinate alla vendita, sono classificate in accordo con quanto stabilito dal principio IFRS 5, e pertanto una volta consolidate integralmente, le attività ad esse riferite sono classificate in una unica voce, definita "Attività operative cessate", le passività ad esse correlate sono iscritte in un'unica linea del prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria, nella sezione delle passività, ed il relativo margine di risultato è riportato nel conto economico consolidato nella linea "Risultato netto derivante dalle attività operative cessate".

Il metodo di consolidamento integrale è così sintetizzabile:

• le attività, le passività, i costi e i ricavi sono assunti per il loro ammontare complessivo, eliminando il valore di carico delle partecipazioni contro il valore corrente del patrimonio netto della partecipata alla data di acquisizione. La differenza risultante da tale eliminazione, per la parte non imputabile a specifiche poste del patrimoniale, se positiva è iscritta fra le immobilizzazioni immateriali come avviamento, se negativa è addebitata a conto economico;

• gli utili e le perdite derivanti da operazioni tra società controllate non ancora realizzate nei confronti dei terzi, come pure le partite di credito e di debito, di costi e ricavi tra società consolidate, se di importo significativo, sono eliminati;

• i dividendi distribuiti da società consolidate sono eliminati dal conto economico e sommati agli utili degli esercizi precedenti, se ed in quanto da essi prelevati;

• le quote di patrimonio netto di terzi e di utile o (perdita) di competenza di terzi sono esposte rispettivamente in una apposita voce del patrimonio netto, separatamente al patrimonio netto di Gruppo, e in una apposita voce del conto economico.

Ai fini del consolidamento tutte le situazioni economico patrimoniali utilizzate per il consolidamento sono state rettificate per aderire ai criteri di misurazione e valutazione dei principi contabili IAS/IFRS utilizzati dalle controllate.

METODO DEL PATRIMONIO NETTO

Le partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in imprese controllate escluse dall'area di consolidamento sono valutate con il metodo del patrimonio netto. In applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni sono inizialmente iscritte al costo di acquisto, allocando, analogamente a quanto previsto per le business combination, il costo sostenuto sulle attività/passività della partecipata; l'allocazione, operata in via provvisoria alla data di rilevazione iniziale, è rettificabile, con effetto retroattivo, entro i successivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di rilevazione iniziale. Successivamente il valore di iscrizione è adeguato per tener conto: (i) della quota di pertinenza della partecipante dei risultati economici della partecipata realizzati dopo la data di acquisizione, rettificati per tener conto degli effetti dell'ammortamento e dell'eventuale svalutazione dei maggiori valori attribuiti alle attività della partecipata; e (ii) della quota di pertinenza della partecipante delle altre componenti dell'utile complessivo della partecipata. I dividendi distribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di iscrizione della partecipazione. Ai fini dell'applicazione del metodo del patrimonio netto, si considerano le rettifiche previste per il processo di consolidamento.

2.3 VALUTAZIONI DISCREZIONALI E STIME CONTABILI SIGNIFICATIVE 

La preparazione del bilancio del Gruppo richiede agli amministratori di effettuare valutazioni discrezionali, stime ed ipotesi che influenzano i valori di ricavi, costi, attività e passività e l'indicazione di passività potenziali alla data di bilancio. I risultati a consuntivo potrebbero differire da tali stime. Le stime sono utilizzate per rilevare:

Valore recuperabile delle attività non correnti 

Le attività non correnti includono attività immateriali a vita definita (in prevalenza diritti e concessioni relativi alle autorizzazioni e ai diritti di gestione dei parchi eolici) e attività materiali (in prevalenza impianti e macchinario in funzione o in corso di realizzazione relativi ai parchi eolici in portafoglio). La Direzione rivede periodicamente il valore contabile delle attività non correnti detenute e utilizzate quando fatti e circostanze richiedono tale revisione. Tale attività è svolta utilizzando le stime relative alla vita utile delle attività non correnti, ai flussi di cassa attesi e agli adeguati tassi di sconto per il calcolo del valore economico. Pertanto, tale attività di revisione del valore contabile delle attività non correnti è basata su un insieme di assunzioni ipotetiche relative a eventi futuri e azioni degli organi amministrativi che non necessariamente potrebbero verificarsi nei termini e nei tempi previsti. 

Attività per imposte differite

Le imposte differite attive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee e di tutte le perdite fiscali portate a nuovo, nella misura in cui sia probabile l'esistenza di adeguati utili futuri fiscalmente imponibili, a fronte dei quali tali perdite potranno essere utilizzate. Una significativa valutazione discrezionale è richiesta agli amministratori per determinare l'ammontare delle imposte differite attive che possono essere contabilizzate. Essi devono stimare la probabile manifestazione temporale e l'ammontare dei futuri utili fiscalmente imponibili nonché una strategia di pianificazione delle imposte future. Per ulteriori dettagli si vedano i commenti riportati in nota 33. 

Benefici ai dipendenti - Trattamento fine rapporto

L'accantonamento al TFR è determinato utilizzando valutazioni attuariali. La valutazione attuariale richiede l'elaborazione di ipotesi circa i tassi di sconto, i futuri incrementi salariali, i tassi di turnover e di mortalità. A causa della natura di lungo termine di questi piani, tali stime sono soggette ad un significativo grado di incertezza. La passività netta nei confronti dei dipendenti per il TFR al 31 dicembre 2021 è pari a  631 migliaia di euro (602 migliaia di euro al 31 dicembre 2020). Per ulteriori dettagli si vedano i commenti riportati in nota 19.

Ammortamenti

Si ricorda che al 31 dicembre 2019 il Gruppo Alerion ha variato il criterio di stima della vita utile degli aerogeneratori, cambiando la relativa aliquota di ammortamento dal 5% al 4%, con decorrenza 1° gennaio 2019.

La valutazione della variazione del criterio di stima è stata effettuata alla luce dell'esperienza gestionale maturata negli anni di operatività degli impianti del Gruppo, delle attuali prospettive di obsolescenza tecnica e funzionale degli impianti eolici e delle

previsioni di capacità reddituale degli stessi.

Tale valutazione è stata supportata dai risultati di uno studio tecnico e valutativo redatto da una primaria Advisory Firm nei settori Energy, Real Estate & Infrastructure, che ha elaborato la sua analisi verificando l'attuale stato d'uso di tutti gli impianti del Gruppo conseguente agli interventi di manutenzione effettuati.

Diritti d'uso e debiti per lease

La determinazione dei diritti d'uso e dei debiti per lease ai sensi dell'IFRS 16 introduce alcuni elementi di giudizio che comportano la definizione di alcune policy contabili e l'utilizzo di assunzioni e di stime principalmente in relazione alla definizione del lease term e alla definizione dell'incremental borrowing rate. Le principali assunzioni e stime in merito sono riassunte nella nota 2.5. "MODIFICHE E NUOVI PRINCIPI ED INTERPRETAZIONI".

Altri processi di stima 

Le stime sono utilizzate inoltre per rilevare accantonamenti per rischi su crediti, accantonamenti per rischi ed oneri, e svalutazioni di attivo, valore equo degli strumenti finanziari derivati, e valutazione dei beni intangibili nelle operazioni di aggregazione aziendale contabilizzate ai sensi dell'IFRS 3. 

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

2.4 SINTESI DEI PRINCIPALI CRITERI CONTABILI

Nella presente sezione vengono riepilogati i più significativi criteri di valutazione adottati dal Gruppo Alerion.

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA

Avviamento

Gli avviamenti e le immobilizzazioni aventi vita utile indefinita non vengono sottoposti ad ammortamento, bensì a periodiche verifiche sulla loro recuperabilità in base ai flussi di cassa attesi dalla Cash Generating Unit (CGU) cui l'attività fa riferimento. Tali verifiche, espressamente codificate dai principi contabili internazionali e denominate "impairment test", tengono conto anche della rischiosità dell'investimento. Qualora i flussi di cassa attesi attualizzati non permettano il recupero dell'investimento iniziale, l'attività iscritta viene congruamente svalutata. 

Aggregazioni aziendali

A partire dal 1° Gennaio 2010

Le aggregazioni aziendali sono contabilizzate utilizzando il metodo dell'acquisizione. Il costo di un'acquisizione è valutato come somma del corrispettivo trasferito misurato al fair value (valore equo) alla data di acquisizione e dell'importo di qualsiasi partecipazione di minoranza nell'acquisita. Per ogni aggregazione aziendale, l'acquirente deve valutare qualsiasi partecipazione di minoranza nell'acquisita al fair value (valore equo) oppure in proporzione alla quota della partecipazione di minoranza nelle attività nette identificabili dell'acquisita. I costi di acquisizione sono spesati e classificati tra le spese amministrative.

Quando il Gruppo acquisisce un business, deve classificare o designare le attività finanziarie acquisite o le passività assunte in accordo con i termini contrattuali, le condizioni economiche e le altre condizioni pertinenti in essere alla data di acquisizione. Ciò include la verifica per stabilire se un derivato incorporato debba essere separato dal contratto primario. Se l'aggregazione aziendale è realizzata in più fasi, l'acquirente deve ricalcolare il fair value della partecipazione precedentemente detenuta e valutata con l'equity method e rilevare nel conto economico l'eventuale utile o perdita risultante. 

Ogni corrispettivo potenziale deve essere rilevato dall'acquirente al fair value alla data di acquisizione. La variazione del fair value del corrispettivo potenziale classificato come attività o passività, sarà rilevata secondo quanto disposto dall' IFRS 9, nel conto economico o nel prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo. Se il corrispettivo potenziale è classificato nel patrimonio netto, il suo valore non deve essere ricalcolato sino a quando la sua estinzione sarà contabilizzata contro patrimonio netto. 

L'avviamento è inizialmente valutato al costo che emerge come eccedenza tra la sommatoria del corrispettivo corrisposto e l'importo riconosciuto per le quote di minoranza rispetto alle attività nette identificabili acquisite e le passività assunte dal Gruppo. Se il corrispettivo è inferiore al fair value delle attività nette della controllata acquisita, la differenza è rilevata nel conto economico.

Dopo la rilevazione iniziale, l'avviamento è valutato al costo ridotto delle perdite di valore accumulate. Al fine della verifica per riduzione di valore, l'avviamento acquisito in un'aggregazione aziendale deve, dalla data di acquisizione, essere allocato ad ogni unità generatrice di flussi di cassa del Gruppo che si prevede benefici dell'aggregazione, a prescindere dal fatto che altre attività o passività dell'entità acquisita siano assegnate a tali unità.

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

Prima del 1° Gennaio 2010

Le Aggregazioni aziendali venivano contabilizzate applicando il "purchase method." I costi di transazione direttamente attribuibili all'aggregazione venivano considerati come parte del costo di acquisto. Le quote di minoranza venivano misurate in base alla quota di pertinenza dell'attivo netto identificabile dell'acquisita. 

Le aggregazioni aziendali realizzate in più fasi venivano contabilizzate in momenti separati. Ogni nuova acquisizione di quote non aveva effetto sull'avviamento precedentemente rilevato.

Quando il Gruppo acquisiva un business, i derivati incorporati separati dal contratto ospite dall'acquisita non venivano rideterminati alla data di acquisizione a meno che l'aggregazione aziendale non determinasse un cambiamento nei termini del contratto che modificasse sostanzialmente i flussi di cassa che sarebbero altrimenti previsti dal contratto.

Il corrispettivo potenziale era rilevato se, e solo se, il Gruppo aveva un'obbligazione presente, e il flusso di cassa in uscita era probabile e la stima determinabile in modo attendibile. Le variazioni successive al corrispettivo potenziale erano contabilizzate come parte dell'avviamento. 

Attività immateriali a vita definita

Sono iscritti tra le attività immateriali, secondo le disposizioni contenute nello IAS 38, i costi, inclusivi degli oneri accessori, sostenuti per l'acquisizione di beni e risorse, privi di consistenza fisica, da utilizzare nella produzione di beni o fornitura di servizi, da locare a terzi o da utilizzare per fini amministrativi, a condizione che il costo sia quantificabile in maniera attendibile ed il bene sia chiaramente identificabile e controllato dall'azienda che lo possiede. E' iscritto anche l'avviamento, quando acquisito a titolo oneroso.

Le attività immateriali acquisite separatamente sono iscritte al costo storico e le spese sostenute successivamente all'acquisto iniziale sono portate ad incremento del costo delle attività immateriali nella misura in cui tali spese sono in grado di generare benefici economici futuri. Le attività immateriali acquisite attraverso operazioni di aggregazione aziendale sono capitalizzate al valore equo alla data di acquisizione.

Le immobilizzazioni aventi vita utile definita sono sistematicamente ammortizzate a quote costanti in ogni singolo periodo per tener conto della residua possibilità di utilizzazione. Il valore di carico viene riesaminato annualmente, o più frequentemente se necessario, per l'effettuazione di una analisi di congruità ai fini della rilevazione di eventuali perdite di valore o, più frequentemente, ogni qualvolta vi sia un'indicazione che l'attività possa aver subito una perdita di valore.

I costi di ricerca sono imputati a conto economico consolidato nel momento in cui sono sostenuti. I costi di sviluppo sostenuti in relazione ad un determinato progetto sono capitalizzati a condizione che il costo sia attendibilmente determinabile e quando il loro recupero futuro è ritenuto ragionevolmente certo. Successivamente all'iniziale rilevazione dei costi di sviluppo, essi sono valutati con il criterio del costo che può essere decrementato per le quote di ammortamento o svalutazioni. I costi di sviluppo capitalizzati vengono ammortizzati in funzione della loro utilità futura in base al periodo in cui i ricavi futuri attesi si manifesteranno a fronte del medesimo progetto.

Il valore di carico dei costi di sviluppo viene riesaminato annualmente per l'effettuazione di una analisi di congruità ai fini della rilevazione di eventuali perdite di valore o, più frequentemente, ogni qualvolta vi sia un'indicazione che l'attività possa aver subito una perdita di valore.

L'ammortamento è calcolato in base ad un criterio a quote costanti sulla vita utile stimata delle attività, come segue:

Attività materiali

Le immobilizzazioni materiali sono esposte in bilancio al costo storico e sono sistematicamente ammortizzate in relazione alla loro residua possibilità di utilizzazione, ad eccezione dei terreni e beni destinati alla vendita che non vengono ammortizzati, ma svalutati qualora il loro fair value sia inferiore al costo iscritto in bilancio

Il processo di ammortamento avviene a quote costanti sulla base di aliquote ritenute rappresentative della vita utile stimata; per i beni acquisiti nell'esercizio le aliquote vengono applicate pro-rata temporis, tenendo conto dell'effettivo utilizzo del bene in corso d'anno. 

Si segnala che al 31 dicembre 2019 il Gruppo Alerion ha variato il criterio di stima degli ammortamenti relativi agli aerogeneratori da 20 anni a 25 anni, con decorrenza 1° gennaio 2019. Si rimanda a quanto descritto nella nota "2.3 VALUTAZIONI DISCREZIONALI E STIME CONTABILI SIGNIFICATIVE".

I costi sostenuti per migliorie vengono imputati ad incremento dei beni interessati solo quando producono effettivi incrementi di valore degli stessi.

Le spese di manutenzione ordinaria sono imputate a conto economico nell'esercizio in cui vengono sostenute, mentre quelle di manutenzione straordinaria, qualora comportino un aumento significativo di produttività o di vita utile, sono portate ad incremento del valore dei cespiti a cui si riferiscono e vengono ammortizzate nel periodo di vita utile residua del cespite stesso.

Sono stati altresì capitalizzati gli interessi finanziari legati ai project financing o altri finanziamenti strettamente correlati alle immobilizzazioni materiali in fase di costruzione. 

Il trattamento contabile dei beni acquisiti con contratti di locazione finanziaria, per ciò che riguarda gli effetti patrimoniali, finanziari ed economici, è in linea con quanto indicato nel principio IFRS 16. Il citato principio prevede che tali beni siano iscritti tra i beni di proprietà al costo e vengano ammortizzati con gli stessi criteri delle altre immobilizzazioni materiali.

La quota capitale delle rate non liquidate è iscritta al passivo come debito, mentre gli oneri finanziari relativi alle rate di competenza, sono inclusi tra gli oneri finanziari a conto economico.

Il trattamento contabile dei beni acquisiti con contratti di locazione, per ciò che riguarda gli effetti patrimoniali, finanziari ed economici, è in linea con quanto indicato nel principio IFRS 16. Si rimanda a quanto descritto nel paragrafo 2.5. "MODIFICHE E NUOVI PRINCIPI ED INTERPRETAZIONI".

L'ammortamento delle immobilizzazioni materiali è calcolato in base ad un criterio a quote costanti sulla vita utile stimata delle attività, come segue:

I diritti d'uso sono ammortizzati secondo il lease term del contratto, pari al periodo "non cancellabile" unitamente agli effetti di eventuali clausole di estensione o terminazione anticipata il cui esercizio è stato ritenuto ragionevolmente certo, ovvero secondo la vita utile del bene se inferiore. Secondo quanto previsto da IFRS 16:32, nel caso in cui sia previsto contrattualmente il trasferimento del bene oggetto di lease e l'esercizio di tale opzione sia ritenuta ragionevolmente certa, il diritto d'uso è ammortizzato secondo la vita utile del bene oggetto di lease.

I terreni non sono ammortizzati.

Il costo comprende i costi di smantellamento e rimozione del bene e i costi di bonifica del sito su cui insiste l'immobilizzazione materiale, se rispondenti alle previsioni dello IAS 37.

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

Le partecipazioni in Joint Venture e in società collegate sono valutate con il metodo del patrimonio netto.

Ai sensi del metodo del patrimonio netto la partecipazione in una società a controllo congiunto o una collegata è iscritta nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata al costo incrementato dalle variazioni successive all'acquisizione nella quota di pertinenza del gruppo dell'attivo netto della partecipata. L'eventuale avviamento afferente alla partecipata è incluso nel valore contabile della partecipazione e non è soggetto ad ammortamento. 

Le quote di risultato derivanti dall'applicazione di tale metodo di consolidamento sono iscritte a conto economico. nella voce "Variazione delle partecipazioni valutate con il patrimonio netto". 

Altre partecipazioni 

Si tratta di altre attività finanziarie e vengono valutate secondo il criterio indicato nel corrispondente paragrafo successivo relativo agli strumenti finanziari. 

Perdita di valore delle attività (impairment test)

Lo IAS 36 richiede di valutare l'esistenza di perdite di valore (c.d. impairment test) delle immobilizzazioni materiali ed immateriali in presenza di indicatori che facciano ritenere che tale problematica possa sussistere. Nel caso dell'avviamento e delle altre attività immateriali a vita indefinita o di attività non ancora disponibili per l'uso, tale valutazione deve essere svolta almeno annualmente.

La recuperabilità dei valori iscritti è verificata confrontando il valore contabile iscritto in bilancio con il maggiore tra il prezzo netto di vendita, qualora esista un mercato attivo, e il valore d'uso del bene.

Il valore d'uso è definito sulla base dell'attualizzazione dei flussi di cassa attesi dall'utilizzo del bene, o da un'aggregazione di beni (c.d. cash generating unit), nonché dal valore che ci si attende dalla sua dismissione al termine della sua vita utile. Le cash generating unit sono state individuate coerentemente alla struttura organizzativa e di business del Gruppo, come aggregazioni omogenee che generano flussi di cassa in entrata autonomi, derivanti dall'utilizzo continuativo delle attività ad esse imputabili.

Le perdite di valore subite da attività in funzionamento sono rilevate a conto economico nelle categorie di costo coerenti con la funzione dell'attività che ha evidenziato la perdita di valore. Ad ogni chiusura di bilancio il Gruppo valuta, inoltre, l'eventuale esistenza d'indicatori di una diminuzione delle perdite di valore in precedenza rilevate e, qualora tali indicatori esistano, effettua una nuova stima del valore recuperabile. Il valore di un'attività precedentemente svalutata può essere ripristinato solo se vi sono stati cambiamenti nelle stime utilizzate per determinare il valore recuperabile dell'attività dopo l'ultima rilevazione di una perdita di valore. In tal caso il valore contabile dell'attività viene portato al valore recuperabile, senza tuttavia che il valore così incrementato possa eccedere il valore contabile che sarebbe stato determinato, al netto dell'ammortamento, se non si fosse rilevata alcuna perdita di valore negli anni precedenti. Ogni ripristino viene rilevato quale provento a conto economico; dopo che è stato rilevato un ripristino di valore, la quota di ammortamento dell'attività è rettificata nei periodi futuri, al fine di ripartire il valore contabile modificato, al netto di eventuali valori residui, in quote costanti lungo la restante vita utile.

Strumenti finanziari

Il Gruppo ha adottato l'IFRS 9 "Strumenti finanziari". L'IFRS 9 prevede la classificazione e la valutazione delle attività finanziarie in base al modello di business con cui vengono gestite tali attività, tenuto conto delle caratteristiche dei loro flussi finanziari. In proposito il Gruppo classifica le attività finanziarie sulla base delle modalità di gestione delle stesse operata dal Gruppo ai fini del raggiungimento dei propri obiettivi e delle caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali previste per tali attività finanziarie. Si precisa che:

-     le attività finanziarie del Gruppo a cui sono stati assegnati modelli di business il cui obiettivo è il possesso di attività finalizzato alla raccolta dei flussi finanziari contrattuali ("held-to-collect") sono state valutate al costo ammortizzato;

-     le attività finanziarie del Gruppo a cui sono stati assegnati modelli di business il cui obiettivo è perseguito mediante sia la raccolta dei flussi finanziari contrattuali che la vendita delle attività finanziarie in funzione delle finalità di detenzione e dell'atteso turnover delle attività finanziarie ("held-to-collect and sell") sono state classificate come attività finanziarie valutate al fair value con impatto a conto economico complessivo;

-     le attività finanziarie a cui è stato assegnato un modello di business diverso dai precedenti ("other") sono state classificate come attività finanziarie valutate al fair value con impatto a conto economico.

Le categorie previste dallo IAS 39, ossia, attività detenute fino a scadenza, finanziamenti e crediti e attività disponibili per la vendita, sono eliminate.

Per effetto dell'entrata in vigore del nuovo principio, il Gruppo ha proceduto ad analizzare le attività finanziarie esistenti al 1° gennaio 2018 nelle nuove categorie previste, sulla base del modello di business e delle caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali previste per tali attività finanziarie.

L'analisi del modello di business è stata condotta attraverso la mappatura delle attività finanziarie sulla base delle modalità di gestione di tali attività finanziarie operata dal Gruppo ai fini del raggiungimento dei propri obiettivi. 

Ai fini della classificazione delle attività finanziarie nelle nuove categorie previste da IFRS9, l'analisi del modello di business è stata affiancata dall'analisi dei flussi contrattuali (c.d. "SPPI Test"). A tal proposito, il Gruppo ha valutato se le caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali consentano la valutazione al costo ammortizzato ("held- to-collect") o al fair value con impatto sul conto economico complessivo ("held-to-collect and sell").

Tutte le attività finanziarie sono inizialmente rilevate al costo, che corrisponde al valore equo aumentato degli oneri accessori all'acquisto stesso. Il Gruppo determina la classificazione delle proprie attività finanziarie dopo la rilevazione iniziale e, ove adeguato e consentito, rivede tale classificazione alla chiusura di ciascun esercizio finanziario.

Impairment delle attività finanziarie

Con riferimento al modello di impairment per "expected loss" previsto dal principio IFRS 9 e alle poste presenti nel Bilancio, il Gruppo applica il seguente approccio metodologico:

•      La misura dell'Expected Credit Loss ("ECL") è determinata moltiplicando il valore dell'esposizione per la probabilità di default della controparte (relativa al corrispondente orizzonte temporale) e per una loss given default fissa pari a 60%; si precisa che il valore dell'esposizione è stata posta pari al valore corrente di Bilancio e quindi non sono stati applicati fattori di sconto (in quanto, essendo calcolato al medesimo tasso, il relativo fattore di montante sarebbe stato il medesimo);

•  La probabilità di default della controparte è calcolata sulla base dei relativi CDS spread (per le operazioni con orizzonte temporale fino a 6 mesi è stato comunque utilizzato il CDS spread a 6 mesi) sulla base della seguente formula:

𝑃𝐷=1−𝑒−𝑠𝑝𝑟𝑒𝑎𝑑60%∙𝑑𝑢𝑟𝑎𝑡𝑎

• Per le poste costituite da conti correnti, non caratterizzati da una scadenza predefinita, l'orizzonte temporale di applicazione dell'ECL è così definito:

o Conti Correnti 'liberi': durata attesa pari ad un mese (nel presupposto che eventuali problematiche relative alla controparte verrebbero intercettate in tale arco temporale, con conseguente spostamento della relativa liquidità verso altri Istituti);

o Conti Correnti relativi ai Project Financing: identificazione di una componente 'stabile' in quanto vincolata al Project (con applicazione, in assenza di significativo deterioramento creditizio, dell'ECL in un orizzonte pari ad un anno) rispetto ad una componente 'circolante' residua (con orizzonte associato pari a 3 mesi).

Strumenti derivati e contabilizzazione delle operazioni di copertura

Gli strumenti finanziari derivati sono utilizzati solamente con l'intento di copertura dei rischi finanziari relativi alle variazioni dei tassi di interesse sulle operazioni di finanziamento poste in essere dal Gruppo.

Coerentemente con quanto stabilito dall' IFRS 9, gli strumenti finanziari derivati di copertura possono essere contabilizzati secondo le modalità stabilite per l'hedge accounting solo quando:

• all'inizio della copertura, esiste la designazione formale e la documentazione della relazione di copertura stessa;

• si prevede che la copertura sarà altamente efficace;

• l'efficacia può essere attendibilmente misurata; 

• la copertura stessa è altamente efficace durante i diversi periodi contabili per i quali è designata.

Tutti gli strumenti finanziari derivati sono misurati al fair value. Quando gli strumenti derivati hanno le caratteristiche per essere contabilizzati secondo l'hedge accounting, si applicano i seguenti trattamenti contabili:

Fair value hedge - se uno strumento finanziario derivato è designato come copertura dell'esposizione alle variazioni del valore corrente di un'attività o di una passività di bilancio che può determinare effetti sul conto economico, l'utile o la perdita derivante dalle successive valutazioni del valore corrente dello strumento di copertura sono rilevati a conto economico, come pure l'utile o la perdita sulla posta coperta.

Cash flow hedge - se uno strumento finanziario derivato è designato come copertura dell'esposizione alla variabilità dei flussi di cassa di un'attività o di una passività di bilancio o di un'operazione prevista altamente probabile e che potrebbe avere effetti sul conto economico, la porzione efficace degli utili o delle perdite sullo strumento finanziario è rilevata nel patrimonio netto; l'utile o la perdita cumulati sono stornati dal patrimonio netto e contabilizzati a conto economico nello stesso periodo in cui viene rilevata l'operazione oggetto di copertura; l'utile o la perdita associati a una copertura, o a quella parte della copertura diventata inefficace, sono iscritti a conto economico quando l'inefficacia è rilevata.

Qualora non ricorrano le condizioni per l'applicazione dell'hedge accounting, gli effetti derivanti dalla valutazione al fair value dello strumento finanziario derivato sono imputati direttamente a conto economico.

Cancellazione di attività e passività finanziarie     

Attività finanziarie

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

• i diritti a ricevere flussi finanziari dall'attività sono estinti;

• il Gruppo conserva il diritto a ricevere flussi finanziari dall'attività, ma ha assunto l'obbligo contrattuale di corrisponderli interamente e senza ritardi a una terza parte; 

• il Gruppo ha trasferito il diritto a ricevere flussi finanziari dall'attività e (a) ha trasferito sostanzialmente tutti i rischi e benefici della proprietà dell'attività finanziaria oppure (b) non ha trasferito né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici dell'attività, ma ha trasferito il controllo della stessa.

Nei casi in cui il Gruppo abbia trasferito i diritti a ricevere flussi finanziari da un'attività e non abbia né trasferito né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici o non abbia perso il controllo sulla stessa, l'attività viene rilevata nel bilancio del Gruppo nella misura del suo coinvolgimento residuo nell'attività stessa. Il coinvolgimento residuo che prende la forma di una garanzia sull'attività trasferita viene valutato al minore tra il valore contabile iniziale dell'attività e il valore massimo del corrispettivo che il Gruppo potrebbe essere tenuto a corrispondere. 

Nei casi in cui il coinvolgimento residuo prende la forma di un'opzione emessa e/o acquistata sull'attività trasferita (comprese le opzioni regolate per cassa o simili), la misura del coinvolgimento del Gruppo corrisponde all'importo dell'attività trasferita che il Gruppo potrà riacquistare; tuttavia nel caso di un'opzione put emessa su un'attività misurata al valore equo (comprese le opzioni regolate per cassa o con disposizioni simili), la misura del coinvolgimento residuo del Gruppo è limitata al minore tra il valore equo dell'attività trasferita e il prezzo di esercizio dell'opzione.

Passività finanziarie

Una passività finanziaria viene cancellata dal bilancio quando l'obbligo sottostante la passività è estinto, o annullato o adempiuto.

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

Crediti commerciali e altri crediti

I crediti commerciali, che generalmente hanno scadenze nel breve termine, sono rilevati all'importo nominale riportato in fattura, al netto del fondo svalutazione crediti 

determinato secondo il modello di impairment per "expected loss" previsto dall'IFRS 9. Tale modello di impairment viene integrato da eventuali ulteriori svalutazioni iscritte a seguito di specifiche condizioni di dubbia esigibilità sulle singole posizioni creditizie, al momento della loro individuazione.

Quando, stante i termini di pagamento concessi, si configura un'operazione finanziaria, i crediti sono valutati con il metodo del costo ammortizzato attraverso l'attualizzazione del valore nominale da ricevere, ed imputando lo sconto come provento finanziario nel periodo della sua maturazione.

I crediti denominati in valuta estera sono allineati al cambio di fine esercizio e gli utili o le perdite derivanti dall'adeguamento sono imputati a conto economico nella voce dove originariamente era stata rilevata l'operazione.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono il denaro in cassa, i depositi bancari e postali a vista e investimenti in titoli effettuati nell'ambito dell'attività di gestione della tesoreria, che abbiano scadenza a breve termine, che siano molto liquidi e soggetti ad un rischio insignificante di cambiamenti di valore. Sono iscritte al valore nominale.

Finanziamenti passivi 

Tutti i finanziamenti sono rilevati inizialmente al valore equo del corrispettivo ricevuto al netto degli oneri accessori d'acquisizione del finanziamento.

Dopo la rilevazione iniziale, i finanziamenti sono valutati con il criterio del costo ammortizzato. 

Ogni utile o perdita è contabilizzata a conto economico quando la passività è estinta, oltre che attraverso il processo di ammortamento.

Contributi pubblici 

I contributi pubblici sono rilevati in bilancio nel momento in cui vi è la ragionevole certezza che la società rispetterà tutte le condizioni previste per il ricevimento dei contributi e che i contributi stessi saranno ricevuti. Quando i contributi sono correlati a componenti di costo sono rilevati come ricavi, ma sono ripartiti sistematicamente sugli esercizi in modo da essere commisurati ai costi che intendono compensare. Nel caso in cui un contributo sia correlato ad una attività, l'attività ed il contributo sono rilevati per i loro valori nominali ed il rilascio a conto economico avviene progressivamente, a quote costanti, lungo la vita utile attesa dell'attività di riferimento.

Laddove il Gruppo riceve un contributo non monetario, l'attività ed il contributo sono rilevati al loro valore nominale e rilasciati a conto economico, a quote costanti, lungo la vita utile attesa dell'attività di riferimento. Nel caso di finanziamenti o forme di assistenza a questi assimilabili prestati da enti governativi od istituzioni simili che presentano un tasso di interesse inferiore al tasso corrente di mercato, l'effetto legato al tasso di interesse favorevole è considerato come un contributo pubblico aggiuntivo.

Passività per benefici ai dipendenti

Recependo quanto previsto dallo IAS 19, i benefici a dipendenti da erogare successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro (Trattamento Fine Rapporto) sono sottoposti a valutazione di natura attuariale che devono considerare una serie di variabili (quali la mortalità, la previsione di future variazioni retributive, il tasso di inflazione previsto ecc.). L'emendamento al principio IAS 19 "Benefici ai dipendenti" richiede che tutti gli utili o perdite attuariali siano iscritti immediatamente nel "Prospetto degli Altri utili (perdite) complessivi" ("Other comprehensive income") in modo che l'intero ammontare netto dei fondi per benefici definiti sia iscritto nella situazione patrimoniale-finanziaria. L'emendamento ha previsto inoltre che le variazioni tra un esercizio e il successivo del fondo per benefici definiti devono essere suddivise in tre componenti: le componenti di costo legate alla prestazione lavorativa dell'esercizio devono essere iscritte a conto economico come "service costs"; gli oneri finanziari netti calcolati applicando l'appropriato tasso di sconto al saldo netto del fondo per benefici definiti risultante all'inizio dell'esercizio devono essere iscritti a conto economico come tali; gli utili e perdite attuariali che derivano dalla rimisurazione della passività devono essere iscritti nel Prospetto degli "Altri utili/(perdite) complessivi".

Fondi per rischi e oneri

Gli accantonamenti a fondi per rischi e oneri sono effettuati quando il Gruppo deve far fronte a un'obbligazione attuale (legale o implicita) risultante da un evento passato, è probabile un'uscita di risorse per far fronte a tale obbligazione ed è possibile effettuare una stima affidabile del suo ammontare. 

Quando il Gruppo ritiene che un accantonamento al fondo rischi e oneri sarà in parte o del tutto rimborsato, per esempio nel caso di rischi coperti da polizze assicurative, l'indennizzo è rilevato in modo distinto e separato nell'attivo se, e solo se, esso risulta praticamente certo. In tal caso, nel conto economico il costo dell'eventuale accantonamento è presentato al netto dell'ammontare rilevato per l'indennizzo. 

Se l'effetto d'attualizzazione del valore del denaro è significativo, gli accantonamenti sono attualizzati utilizzando un tasso di sconto ante imposte che riflette, ove adeguato, i rischi specifici delle passività. Quando viene effettuata l'attualizzazione, l'incremento dell'accantonamento dovuto al trascorrere del tempo è rilevato come onere finanziario.

Nei fondi per rischi ed oneri sono, inoltre, accantonati i futuri oneri da sostenere per lo smantellamento degli impianti di produzione di energia elettrica alla fine della loro vita utile e il ripristino del terreno, con contropartita incremento di valore del cespite cui si riferiscono. Tali importi iscritti nelle immobilizzazioni materiali sono assoggettati ad ammortamento solo per l'importo che eccede i proventi attesi derivanti dalla vendita dei materiali di recupero.

Debiti commerciali e altri debiti

I debiti sono valutati al valore nominale.

Quando, stante i termini di pagamento accordati si configura un'operazione finanziaria, i debiti valutati con il metodo del costo ammortizzato sono sottoposti ad attualizzazione del valore nominale da corrispondere, imputando lo sconto come onere finanziario.

I debiti denominati in valuta estera sono allineati al cambio di fine esercizio e gli utili o le perdite derivanti dall'adeguamento sono imputati a conto economico nella voce dove originariamente era stata rilevata l'operazione.

Attività detenute per la vendita e operative cessate

Le attività non correnti e i gruppi in dismissione classificati come posseduti per la vendita devono essere valutati al minore tra il valore contabile e il loro valore equo al netto dei costi di vendita. Le attività non correnti e i gruppi in dismissione sono classificati come posseduti per la vendita se il loro valore contabile sarà recuperato principalmente con un'operazione di vendita anziché tramite il loro uso continuativo. Si considera rispettata questa condizione solo quando la vendita è altamente probabile e l'attività o il gruppo in dismissione è disponibile per una vendita immediata nelle sue attuali condizioni. La Direzione deve essersi impegnata alla vendita, il cui completamento dovrebbe essere previsto entro un anno dalla data della classificazione.

Un'attività operativa cessata è un componente di un'entità che è stato dismesso o classificato come posseduto per la vendita, e i) rappresenta un importante ramo autonomo di attività o area geografica di attività, ii) fa parte di un unico programma coordinato di dismissione di un importante ramo autonomo di attività o un'area geografica di attività, iii) è una controllata acquisita esclusivamente in funzione di una rivendita.

Nel caso di attività operative cessate, nel prospetto di conto economico complessivo consolidato del periodo di reporting e del periodo di confronto dell'anno precedente, gli utili e le perdite delle attività operative cessate sono rappresentati separatamente dagli utili e dalle perdite delle attività operative, sotto la linea dell'utile dopo le imposte, anche quando il Gruppo mantiene dopo la vendita una quota di minoranza nella controllata. L'utile o la perdita risultanti, al netto delle imposte, sono esposti separatamente nel prospetto di conto economico complessivo.

Immobili, impianti e macchinari e attività immateriali una volta classificati come posseduti per la vendita non devono più essere ammortizzati.

CONTO ECONOMICO

Ricavi e proventi

I ricavi sono riconosciuti in base al modello di contabilizzazione previsto dall'IFRS 15 che prevede, quali passaggi fondamentali:

• l'identificazione del contratto con il cliente;

• l'identificazione delle performance obligations contenute nel contratto;

• la determinazione del prezzo;

• l'allocazione del prezzo alle performance obligations contenute nel contratto;

• i criteri di iscrizione del ricavo quando l'entità soddisfa ciascuna performance obligation che può avvenire in uno specifico momento temporale (at a point in time) o nel continuo (over time).

I ricavi sono iscritti nella misura in cui è probabile che i benefici economici siano conseguiti dal Gruppo e il relativo importo possa essere determinato in modo attendibile. I ricavi sono rappresentati al netto di sconti, buoni e resi.

I seguenti criteri specifici di riconoscimento dei ricavi devono essere sempre rispettati prima della loro rilevazione a conto economico. In particolare: 

• i ricavi operativi (ricavi per la vendita di energia ), i ricavi su cessione immobili, i ricavi derivanti dalla prestazione di servizi sono iscritti in bilancio in base, alla soddisfazione di ciascuna performance obligation come previsto dal principio IFRS 15, ossia al completamento del trasferimento al cliente del bene o servizio promesso quando il cliente ottiene il controllo del bene o del servizio, che può avvenire in uno specifico momento temporale (at a point in time) o nel continuo (over time); 

• i dividendi sono rilevati quando sorge il diritto degli azionisti a ricevere il pagamento, coincidente con il momento nel quale essi sono deliberati. I dividendi da altre società sono classificati nel conto economico tra gli altri costi/ricavi operativi netti, essendo afferenti partecipazioni del settore in cui opera il gruppo che costituiscono investimento durevole. I dividendi da altre società detenute a mero scopo di investimento finanziario sono classificati tra i proventi finanziari.

• il risultato da realizzo su partecipazioni si rileva quando si realizza la vendita di partecipazioni e sono stati trasferiti i rischi e i benefici significativi connessi alla proprietà della stessa;

• il risultato delle partecipazioni valutate ad equity si rileva in corrispondenza delle chiusure annuali e periodiche in funzione della quota di pertinenza dei risultati conseguiti dalle partecipate;

• le rettifiche di valore di attività finanziarie rappresentano l'adeguamento al valore di mercato di titoli azionari quotati destinati al trading. Il valore di mercato è dato dalle quotazioni di Borsa alla data di chiusura del bilancio o della situazione periodica; 

Tutti i ricavi sono valutati al fair value del loro corrispettivo; quando l'effetto finanziario legato al differimento temporale di incasso è significativo e le date di incasso attendibilmente stimabili, è iscritta la relativa componente finanziaria, alla voce proventi (oneri) finanziari.

Ricavi da Tariffa Incentivante (ex Certificati verdi)

I ricavi da tariffa incentivante (ex certificati verdi) maturati dagli impianti del Gruppo per cessioni a produttori o importatori di energia da fonti non rinnovabili, a trader, al Gestore del Mercato Elettrico (GME) con funzione di clearing house o al Gestore Servizi Elettrici (GSE), sono riconosciuti nell'esercizio di maturazione del certificato stesso, rappresentato da quello di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. 

Proventi e oneri finanziari

I proventi e gli oneri finanziari sono rilevati in base al principio della maturazione, in funzione del decorrere del tempo, utilizzando il tasso effettivo.

Costi

I costi e gli altri oneri operativi sono rilevati in bilancio nel momento in cui sono sostenuti in base al principio della competenza temporale e della correlazione ai ricavi, quando non producono futuri benefici economici o questi ultimi non hanno i requisiti per la contabilizzazione come attività nel prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata.

Quando l'accordo per il differimento del pagamento include una componente finanziaria viene effettuata l'attualizzazione del corrispettivo, imputando a conto economico, come oneri finanziari, la differenza tra il valore nominale ed il fair value.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito correnti sono iscritte, per ciascuna società, in base alla stima del reddito imponibile in conformità alle aliquote e alle disposizioni vigenti, tenendo conto delle esenzioni applicabili e dei crediti d'imposta spettanti.

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

• 1. Le imposte differite passive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee tassabili, ad eccezione:

• di quando le imposte differite passive derivino dalla rilevazione iniziale dell'avviamento o di un'attività o passività in una transazione che non è una aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non comporti effetti né sull'utile dell'esercizio calcolato a fini di bilancio né sull'utile o sulla perdita calcolati a fini fiscali; 

• con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto, nel caso in cui il rigiro delle differenze temporanee può essere controllato ed è probabile che esso non si verifichi nel futuro prevedibile.

• 2. Le imposte differite attive (o imposte anticipate) sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee deducibili e per le attività e passività fiscali portate a nuovo, nella misura in cui sia probabile l'esistenza di adeguati utili fiscali futuri, tenuto conto anche del consolidato fiscale nazionale di Gruppo e nel presupposto del mantenimento dello stesso negli esercizi futuri, che possano rendere applicabile l'utilizzo delle differenze temporanee deducibili e delle attività e passività fiscali portate a nuovo, eccetto il caso in cui:

• l'imposta differita attiva collegata alle differenze temporanee deducibili derivi dalla rilevazione iniziale di un'attività o passività in una transazione che non è un'aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non influisce né sull'utile dell'esercizio calcolato a fini di bilancio né sull'utile o sulla perdita calcolati a fini fiscali; 

• con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto, le imposte differite attive sono rilevate solo nella misura in cui sia probabile che le differenze temporanee deducibili si riverseranno nell'immediato futuro e che vi siano adeguati utili fiscali a fronte dei quali le differenze temporanee possano essere utilizzate.

Il valore da riportare in bilancio delle imposte differite attive viene riesaminato a ciascuna data di chiusura del bilancio e ridotto nella misura in cui non risulti più probabile che sufficienti utili fiscali saranno disponibili in futuro in modo da permettere a tutto o parte di tale credito di essere utilizzato. Le imposte differite attive non riconosciute sono riesaminate con periodicità annuale alla data di chiusura del bilancio e vengono rilevate nella misura in cui è diventato probabile che l'utile fiscale sia sufficiente a consentire che tali imposte differite attive possano essere recuperate.

Le imposte differite attive e passive sono misurate in base alle aliquote fiscali che ci si attende vengano applicate all'esercizio in cui tali attività si realizzano o tali passività si estinguono, considerando le aliquote in vigore e quelle già emanate o sostanzialmente emanate alla data di bilancio.

Le imposte sul reddito relative a poste rilevate direttamente a patrimonio netto sono imputate direttamente a patrimonio netto e non a conto economico.

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

Secondo quanto previsto dallo IAS 12, quando un'attività è rivalutata a fini fiscali e la stessa è relativa a un esercizio precedente, o ad una rivalutazione che si prevede di effettuare in esercizi futuri, gli effetti fiscali sia della rivalutazione dell'attività sia della rettifica del valore ai fini fiscali devono essere imputati nel patrimonio netto degli esercizi in cui si verificano. Contrariamente se la rivalutazione a fini fiscali non è relativa a una rivalutazione contabile di un esercizio precedente, o a una che si prevede di effettuare in un esercizio successivo, gli effetti fiscali della rettifica del valore ai fini fiscali sono rilevati nell'utile (perdita) d'esercizio.

Imposta sul valore aggiunto

I ricavi, i costi e le attività sono rilevati al netto delle imposte sul valore aggiunto ad eccezione del caso in cui:

• tale imposta applicata all'acquisto di beni o servizi risulti indetraibile, nel qual caso essa viene rilevata come parte del costo di acquisto dell'attività o parte della voce di costo rilevata a conto economico; 

• si riferisca a crediti e debiti commerciali esposti includendo il valore dell'imposta.

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

Determinazione del fair value degli strumenti finanziari

Il fair value degli strumenti finanziari quotati in un mercato attivo si basa sui prezzi di mercato alla data di riferimento del bilancio. Il fair value di strumenti finanziari che non sono quotati in un mercato attivo è determinato utilizzando tecniche di valutazione, basati su una serie di metodi ed assunzioni legate a condizioni di mercato alla data di bilancio.

Utile per azione

L'utile base per azione è calcolato dividendo il risultato economico del Gruppo per il numero medio ponderato delle azioni in circolazione durante l'anno, al netto delle azioni proprie acquistate da Alerion Clean Power S.p.A. nel corso dell'esercizio. 

Ai fini del calcolo dell'utile diluito per azione, la media ponderata delle azioni in circolazione, al netto delle azioni proprie acquistate da Alerion Clean Power S.p.A. nel corso dell'esercizio, è modificata assumendo la conversione di tutte le potenziali azioni aventi effetto diluitivo (assegnazione di nuove emissioni ai beneficiari di piani di Stock Option).

Anche il risultato netto è rettificato per tener conto degli effetti, al netto delle imposte, della conversione

2.5 MODIFICHE E NUOVI PRINCIPI ED INTERPRETAZIONI

Emendamento "Modifiche allo IFRS 4 - Insurance Contracts - deferral of IFRS 9":

Tale emendamento supporta le società nell'implementazione del nuovo standard IFRS 17, e rende più agevole l'esposizione delle loro performance finanziarie.

Emendamento all' IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 e IFRS 16 "Interest Rate Benchmark Reform - Phase 2":

Integrazioni a quanto già emesso nel 2019. Gli emendamenti riferiti alla fase 2, riguardano principalmente gli effetti delle modifiche ai flussi di cassa contrattuali o alle relazioni di copertura derivanti dalla sostituzione di un tasso con un altro tasso alternativo di riferimento (replacement issue) e  assistono  le società nell'applicazione degli IFRS quando vengono apportate modifiche ai flussi finanziari contrattuali o alle relazioni di copertura a causa della riforma dei tassi di interesse e nel fornire informazioni utili ai fruitori del bilancio. 

Modifiche all'IFRS 3 "Reference to the Conceptual Framework": L'obiettivo è quello di (i) completare l'aggiornamento dei riferimenti al Conceptual Framework for Financial Reporting presenti nel principio contabile, (ii) fornire chiarimenti in merito ai presupposti per la rilevazione, all'acquisition date, di fondi, passività potenziali e passività per tributi (cd levy) assunti nell'ambito di un'operazione di business combination, (iii) esplicitare il fatto che le attività potenziali non possono essere rilevate nell'ambito di una business combination;

Modifiche a IAS 16 "Property, Plant and Equipment: Proceeds before Intended Use", volte a definire che i ricavi derivanti dalla vendita di beni prodotti da un asset prima che lo stesso sia pronto per l'uso previsto siano imputati a conto economico unitamente ai relativi costi di produzione; 

Modifiche allo IAS 37 "Onerous Contracts - Cost of Fulfilling a Contract" volte a fornire chiarimenti in merito alle modalità di determinazione dell'onerosità di un contratto;

"Annual Improvements to IFRS Standards 2018- 2020 Cycle" contenente modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili;

IFRS 17 "Insurance Contracts" è un nuovo principio completo relativo ai contratti di assicurazione che copre la rilevazione e misurazione, presentazione ed informativa. Tale principio sostituirà l'IFRS 4 Contratti Assicurativi emesso nel 2005 e si applica a tutti i tipi di contratti assicurativi, indipendentemente dal tipo di entità che li emette, come anche ad alcune garanzie e strumenti finanziari con caratteristiche di partecipazione discrezionale;

Modifiche alle definizioni di passività correnti e non correnti contenute nello IAS 1 tese a fornire un approccio più generale alla classificazione delle passività secondo tale principio, basato sugli accordi contrattuali;

Modifiche allo IAS 1 e IAS 8 volte a migliorare la disclosure sulle accounting policy, in modo da fornire informazioni più utili agli investitori e agli altri utilizzatori primari del bilancio, nonché ad aiutare le società a distinguere i cambiamenti nelle stime contabili dai cambiamenti di accounting policy. Alla data di redazione del presente bilancio gli organi competenti dell'Unione Europea hanno concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione dei principi contabili ed emendamenti di cui nel seguito. Con riferimento ai principi applicabili, la Società ha deciso di non esercitare l'opzione che prevede l'adozione anticipata ove prevista.

Alla data del presente bilancio, inoltre, gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione dei seguenti principi contabili ed emendamenti. La Società adotterà tali nuovi principi ed emendamenti, sulla base della data di applicazione prevista, e ne valuterà i potenziali impatti sul Bilancio d'esercizio, quando questi saranno omologati dall'Unione Europea.

IFRS 14 "Regulatory Deferral Accounts" L'International Accounting Standards Board (IASB) ha posto in pubblica consultazione delle proposte per un nuovo standard che sostituirà l'attuale IFRS 14 Regulatory Deferral Accounts. Le proposte sono rivolte alle società soggette a tariffe regolamentate, al fine di fornire migliori informazioni agli investitori sulla loro performance finanziaria.

Amendments to IFRS 10 and IAS 28: che differisce l'entrata in vigore a tempo indeterminato delle modifiche all'IFRS 10 e IAS 28 Sale or Contribution of Assets between an Investor and its Associate or Joint Venture

Classification of Liabilities as Current or Non-current (Amendments to IAS 1), including subsequent amendment issued in July 2020: Lo IASB ha pubblicato modifiche allo IAS 1 Presentation of Financial Statements: Classification of Liabilities as Current or Non-current con l'obiettivo di chiarire come classificare i debiti e le altre passività tra quelli a breve o lungo termine.

Le modifiche entrano in vigore dal 1° gennaio 2023.

Disclosure of Accounting policies (Amendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2). Lo IASB ha pubblicato alcune modifiche agli standard IFRS: Disclosure of Accounting Policies-Amendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2, Definition of Accounting Estimates-Amendments to IAS 8. Le modifiche sono volte a migliorare la disclosure sulle accounting policy in modo da fornire informazioni più utili agli investitori e agli altri utilizzatori primari del bilancio nonché ad aiutare le società a distinguere i cambiamenti nelle stime contabili dai cambiamenti di accounting policy, l'entrata in vigore di tali modifiche è prevista a partire dal 1° Gennaio 2023.

Deferred tax related to assets and liabilities arising from a single transaction (Amendments to IAS 12) Lo IASB ha pubblicato alcune modifiche allo IAS 12 per precisare come devono essere contabilizzate le imposte differite su alcune operazioni che possono generare attività e passività di pari ammontare, quali il leasing e gli obblighi di smantellamento. Le modifiche si applicano dal 1° gennaio 2023

Initial Application of IFRS 17 and IFRS 9- Comparative Information (Amendment to IFRS 17) La modifica fornisce agli assicuratori un'opzione con l'obiettivo di migliorare la rilevanza delle informazioni da fornire agli investitori in fase di applicazione iniziale del nuovo standard. La modifica si applicherà dal 1° Gennaio 2023.

3. POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO

La gestione dei rischi finanziari è parte integrante della gestione delle attività del Gruppo. Essa è svolta centralmente dalla Capogruppo che definisce le categorie di rischio e per ciascun tipo di transazione e/o strumento ne indica modalità e limiti operativi. 

Tutti gli strumenti al fair value sono classificati al livello 2 in quanto valutati a "Mark to Model" sulla base di parametri osservabili sul mercato.

Di seguito si riporta il dettaglio delle attività e passività finanziarie richiesto dall'IFRS 7 nell'ambito delle categorie previste dall'IFRS 9:

Fair value e modelli di calcolo utilizzati

Di seguito sono illustrati gli ammontari corrispondenti al fair value delle classi di strumenti finanziari ripartite sulla base delle metodologie e dei modelli di calcolo adottati per la loro determinazione.

Il fair value delle partecipazioni rilevate al costo non è stato calcolato in quanto si tratta di investimenti in strumenti rappresentativi di capitale che non hanno un prezzo di mercato quotato in un mercato attivo, come previsto dal principio IFRS 7.

Il fair value delle passività finanziarie e dei contratti di Interest Rate Swap è stato determinato utilizzando la curva forward per i cash flow futuri ed una curva di attualizzazione riskless+spread derivante dalla curva spot Euribor- Swap alle date del 31 dicembre 2021 e 31 dicembre 2020. Relativamente alle passività finanziarie, il discounted cash flow method è stato applicato alla quota di debito in essere alla data di bilancio.

Tipologia di rischi coperti 

In relazione all'operatività su strumenti finanziari, il Gruppo è esposto ai rischi di seguito indicati. Dal punto di vista procedurale, il Consiglio di Amministrazione valuta preventivamente ogni operazione di ammontare significativo, verifica periodicamente l'esposizione al rischio del Gruppo e definisce le politiche di gestione dei rischi di mercato. Alerion Clean Power S.p.A. agisce a tal fine direttamente sul mercato e svolge un'attività di controllo e coordinamento di rischi finanziari delle società del Gruppo; la scelta delle controparti finanziarie si orienta su quelle con elevato standing creditizio, garantendo al contempo una limitata concentrazione di esposizione verso le stesse.

Rischio di credito 

La natura dei crediti del Gruppo è riconducibile principalmente ai crediti commerciali derivanti dalla fornitura di energia elettrica ed eventualmente ad operazioni di cessioni di partecipazioni. 

In merito alle operazioni di cessione finanziarie la società tratta, di norma, solo con controparti note ed affidabili. Il saldo dei crediti viene monitorato nel corso dell'esercizio in modo che l'importo delle esposizioni a perdite non sia significativo. Tali crediti sono inoltre generalmente assistiti da garanzie collaterali, ed in caso di insolvenza della controparte, il rischio massimo è pari al valore di iscrizione a bilancio della corrispondente attività. 

L'esposizione al rischio di credito è sempre più connessa all'attività commerciale di vendita di energia elettrica; per la natura del mercato l'esposizione è fortemente concentrata verso poche controparti commerciali che possiedono un elevato standing creditizio, le cui posizioni sono oggetto di periodico monitoraggio del rispetto delle condizioni di pagamento.

Di seguito viene esposta la tabella riepilogativa dei saldi dei soli crediti commerciali verso terzi, in quanto nessuna delle altre attività finanziarie precedentemente descritte risultano essere alla data di bilancio scadute od oggetto di svalutazione:

Rischio di liquidità 

Il rischio di liquidità si può manifestare con la difficoltà di reperire, a condizioni economiche di mercato, le risorse finanziarie necessarie per far fronte agli impegni contrattualmente previsti. 

Esso può derivare dall'insufficienza delle risorse disponibili per far fronte alle obbligazioni finanziarie nei termini e nelle scadenze prestabiliti in caso di revoca improvvisa delle linee di finanziamento a revoca oppure dalla possibilità che l'azienda debba assolvere alle proprie passività finanziarie prima della loro naturale scadenza. 

Si segnala che in data 17 novembre 2021 è stato rimborsato il "prestito obbligazionario 2018-2024", emesso in data 10 maggio 2018, per un ammontare complessivo di 150 milioni di euro oltre agli oneri accessori per effetto dell'esercizio della facoltà di rimborso anticipato, attraverso l'emissione del "Prestito obbligazionario 2021-2027" con una durata di 6 anni, per un importo complessivo nominale di 200 milioni di euro al tasso fisso nominale annuo del 2,25%, da destinarsi in parte anche al finanziamento di investimenti futuri. La nuova emissione va ad aggiungersi a quella  avvenuta in data 19 dicembre 2019 relativa al "Prestito Obbligazionario 2019-2025 per un ammontare complessivo di 200 milioni di euro, sempre della durata di 6 anni, al tasso fisso nominale annuo del 3,125%. Si segnala che i termini di utilizzo di entrambe le ultime due recenti emissioni obbligazionarie, soddisfano i criteri di cui al "Green Bond Framework" adottato dalla Società.

La Capogruppo dispone in ogni caso di liquidità e di margini disponibili sugli affidamenti bancari adeguati a far fronte a temporanee esigenze di cassa.

Per le società operative, l'attività di gestione finanziaria del Gruppo è accentrata presso Alerion Clean Power S.p.A. che ha negoziato le linee di finanziamento per conto delle proprie consociate nella forma del project financing per far fronte alle necessità finanziarie legate alla realizzazione dei progetti di investimento nel settore della produzione di energia da fonte rinnovabile, in particolare nel settore eolico, nonché linee di credito a breve da primari istituti di credito. La Capogruppo, inoltre, può concedere finanziamenti a società partecipate, a supporto dei piani di sviluppo delle stesse e conformemente ai propri obiettivi di ritorno degli investimenti di portafoglio e che sono postergati rispetto al rimborso dei finanziamenti bancari in project financing a medio-lungo termine, ove presenti.

Il rischio di liquidità derivante dai singoli progetti di investimento è governato attraverso il mantenimento di un adeguato livello di disponibilità liquide e/o titoli a breve termine facilmente smobilizzabili nonché di linee di credito a breve. Il Gruppo dispone, inoltre, di margini disponibili sugli affidamenti bancari adeguati a far fronte a temporanee esigenze di cassa ed agli investimenti deliberati nonché al teorico rischio di rientro delle linee di credito a vista, tramite la gestione finanziaria accentrata di Gruppo.

L'analisi delle scadenze qui riportata è stata svolta stimando i flussi di cassa futuri, i cui importi sono stati inseriti tenendo conto della prima data nella quale può essere richiesto il pagamento. Le assunzioni alla base della maturity analysis sono:

• i flussi di cassa non sono attualizzati;

• i flussi di cassa sono imputati nella time band di riferimento in base alla prima data di esigibilità (worst case scenario) prevista dai termini contrattuali;

• tutti gli strumenti detenuti alla data di chiusura dell'esercizio per i quali i pagamenti sono stati già contrattualmente designati sono inclusi; i futuri impegni pianificati ma non ancora iscritti a bilancio non sono inclusi;

• quando l'importo pagabile non sia fisso (es. futuri rimborsi di interessi), i flussi finanziari sono valutati alle condizioni di mercato alla data di reporting (tassi forward correnti alla data di bilancio);

• i flussi di cassa includono sia la quota interessi che la quota capitale fino alla scadenza dei debiti finanziari rilevati al momento della chiusura del bilancio;

• per quanto riguarda gli strumenti finanziari derivati su tasso di interesse, i flussi riportati in tabella sono stati determinati ipotizzando i differenziali periodici fra la gamba fissa e la gamba variabile; quest'ultima è stimata sulla base dei tassi forward alla data di bilancio.

Al 31 dicembre 2021 a seguito della recente emissione obbligazionario si evidenzia che circa il 12,4% delle uscite finanziarie legate alle passività finanziarie del Gruppo avrà manifestazione temporale entro l'esercizio, in linea rispetto al 2020 quando il rapporto tra le uscite finanziarie entro l'esercizio rappresentavano circa il 11,4% del totale dei flussi di cassa; si ritiene pertanto che tale rischio non possa avere significativi impatti sull'assetto economico e finanziario complessivo del Gruppo.

Rischio di tasso di interesse

Il Gruppo è esposto primariamente al rischio finanziario derivante da variazioni nei tassi di interesse. Tale rischio è originato prevalentemente dai debiti finanziari a tasso variabile derivanti dai contratti di project financing che espongono il Gruppo ad un rischio di cash flow legato alla volatilità della curva Euribor. 

L'obiettivo della gestione è quello di limitare l'oscillazione degli oneri finanziari che hanno incidenza sul risultato economico, contenendo il rischio di un potenziale rialzo dei tassi di interessi. In tale ottica il Gruppo persegue le proprie finalità mediante il ricorso a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio-lungo termine. L'utilizzo di tali strumenti è regolato in base a prassi consolidate ispirate a criteri coerenti con le strategie di risk management del Gruppo. 

La contabilizzazione delle eventuali operazioni di copertura (cd. Hedge Accounting) è posta in essere a partire dalla data di stipula del contratto derivato sino alla data della sua estinzione o scadenza documentando, con apposita relazione (cd hedging documentation), il rischio oggetto di copertura e le finalità della stessa, nonché verificandone periodicamente l'efficacia.

In particolare, viene adottata la metodologia del "cash flow hedge" prevista dall'IFRS 9; secondo tale metodologia, come illustrato nel paragrafo relativo ai "Criteri di valutazione", la porzione efficace della variazione di valore del derivato movimenta una riserva di Patrimonio Netto, che viene utilizzata a rettifica del valore degli interessi di conto economico oggetto di copertura al loro manifestarsi.

Nel caso di società che abbiano stipulato derivati di copertura precedentemente all'ingresso nel Gruppo, tali derivati vengono rilevati a fair value alla data di acquisizione, come previsto dall'IFRS 3, e la relativa quota di efficacia da iscrivere nella riserva di Patrimonio Netto viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di acquisizione (designazione).

Nel caso in cui un derivato di copertura sia oggetto (per effetto di modifiche nei piani futuri previsti per la passività sottostante ovvero negli obiettivi di copertura del Gruppo) di rimodulazione, la riserva pregressa in essere alla data di modifica viene rilasciata nel tempo coerentemente con i flussi coperti e, parallelamente, la nuova operazione (rimodulata) genera l'iscrizione di una nuova riserva che viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di modifica dello strumento.

Il fair value dei contratti di Interest Rate Swap viene ottenuto attraverso l'attualizzazione dei flussi di cassa, determinato come differenziale tra tassi fissi e tassi variabili stimati contrattualmente previsti. La valutazione dell'efficacia ha l'obiettivo di dimostrare l'elevata correlazione tra le caratteristiche tecnico-finanziarie delle passività coperte (scadenza, ammontare, ecc.) e quelle dello strumento di copertura attraverso l'effettuazione di appositi test retrospettivi e prospettici, utilizzando le metodologie rispettivamente del Dollar off-set e dello shift delle curve.

In particolare, tali test vengono effettuati identificando un derivato di ideal hedging che replica il piano di utilizzo ed ammortamento della passività coperta, in relazione sia agli utilizzi effettivi sia a quelli futuri purché altamente probabili (aggiornando tali valori ad ogni data di riferimento sulla base delle nuove informazioni disponibili), e presenta, con riferimento alle medesime scadenze, un tasso fisso univoco e coerente con i livelli di mercato applicabili al Gruppo in corrispondenza della data di designazione.

Il metodo contabile della copertura è abbandonato quando lo strumento di copertura giunge a scadenza, è terminato anticipatamente oppure non è più qualificato di copertura. In tale momento, gli utili o le perdite accumulati dello strumento di copertura rilevati nel Patrimonio Netto sono trasferiti nel conto economico di periodo per la quota di competenza dell'anno (mentre la quota residua verrà rilasciata man mano che i flussi oggetto di copertura avranno manifestazione futura) ovvero rilasciati immediatamente a conto economico nel caso in cui i flussi futuri coperti cessino di essere altamente probabili.

Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non si qualificano di copertura sono rilevate nel conto economico dell'esercizio in cui si verificano; tutti i derivati in essere al 31 dicembre 2021, sono classificati di copertura, pur generando talvolta componenti di inefficacia legate alle casistiche precedentemente descritte (IFRS 3, rimodulazioni, minori utilizzi, ecc.). Il Gruppo non stipula contratti derivati con finalità di negoziazione.

Il rischio di tasso di interesse, originato prevalentemente dai debiti verso istituti bancari e legato alla volatilità della curva Euribor, risulta limitato al 31 dicembre 2021 a seguito dell'emissione del Prestito Obbligazionario nel 2019 al tasso fisso del 3,125% e del Prestito Obbligazionario nel 2021 al tasso fisso del 2,25% che non risentono della volatilità dei tassi di interesse. 

Rischio prezzo delle commodities

Il Gruppo è esposto primariamente al rischio di volatilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica, ovvero al rischio di prezzo relativo alla variabilità di futuri ricavi di vendita generato dall'oscillazione dei prezzi di vendita di tale commodity.

In linea generale, la strategia di risk management perseguita dal Gruppo con riferimento alla gestione dei rischi energetici è finalizzata al contenimento della volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità ed alla conseguente stabilizzazione dei relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti di generazione da fonti rinnovabili. 

Il Gruppo negozia strumenti derivati su commodity ("commodity swap") al fine di mitigare il rischio di prezzo attribuibile ad una specifica componente di rischio specifico incorporata nei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta. L'obiettivo di risk management sottostante è, pertanto, quello di proteggere il valore delle future vendite di energia elettrica da movimenti sfavorevoli della componente di rischio incorporata nei prezzi di vendita contrattualizzati con il proprio parco clienti.

In definitiva, l'obiettivo delle relazioni di copertura designate contabilmente dal Gruppo è quello di fissare a determinati livelli di mercato il valore della componente di rischio coperta legata a future vendite di energia elettrica altamente probabili, attraverso la negoziazione di Commodity Swap.

Nello specifico è oggetto di copertura esclusivamente la componente di rischio legata all'andamento del prezzo di riferimento per il mercato all'ingrosso dell'energia elettrica italiana (Prezzo Unico Nazionale PUN) che rappresenta nella sostanza la principale fonte di variabilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta dal Gruppo, il cui valore è parametrato alla media dei prezzi rilevati nelle zone di produzione dei propri impianti (cd Prezzi Zonali).

Tali contratti di Commodity Swap prevedono lo scambio mensile di un differenziale tra un prezzo fisso e un prezzo variabile indicizzato alla media del prezzo benchmark (Prezzo Unico Nazionale PUN) rilevata nel mese di riferimento, applicato ad un determinato volume mensile di energia elettrica (nozionale).

I singoli derivati negoziati dal Gruppo sono designati come Hedging Instruments nella loro interezza e considerando, pertanto, ai fini della misurazione contabile dell'efficacia della relazione di copertura l'intera variazione di fair value generata dagli stessi.

Nel caso in cui un derivato di copertura sia oggetto (per effetto di modifiche nei piani futuri previsti per la passività sottostante ovvero negli obiettivi di copertura del Gruppo) di rimodulazione, la riserva pregressa in essere alla data di modifica viene rilasciata nel tempo coerentemente con i flussi coperti e, parallelamente, la nuova operazione (rimodulata) genera l'iscrizione di una nuova riserva che viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di modifica dello strumento.

Il fair value dei contratti di Commodity Swap viene ottenuto attraverso l'attualizzazione dei flussi di cassa, determinati come differenziale tra prezzi fissi e prezzi variabili indicizzati alla media del prezzo benchmark (Prezzo Unico Nazionale PUN) rilevata nel mese di riferimento, applicato ad un determinato volume mensile di energia elettrica (nozionale).

La valutazione dell'efficacia ha l'obiettivo di dimostrare l'elevata correlazione economica tra le caratteristiche tecnico-finanziarie delle passività coperte e quelle dello strumento di copertura (i.e. quantità, scadenze, benchmark di prezzo) ed è valutata prospetticamente in via qualitativa ad ogni data di designazione e con riferimento al relativo orizzonte temporale. 

Nello specifico, nell'ambito del processo di designazione di una relazione di copertura è verificato che non sia designato un volume complessivo di Hedging Instruments eccedente rispetto ai volumi di vendita previsti in base alla generazione attesa dagli asset produttivi del Gruppo, e al tempo stesso è verificata la sussistenza dei requisiti di efficacia previsti specificamente dal principio IFRS 9, ossia:

• esiste una relazione economica tra Hedging Instrument ed Hedged Item: i termini contrattuali rilevanti (i e quantità, scadenze, benchmark di prezzo) dei derivati di copertura designati sono sostanzialmente allineati con quelli delle future transazioni di vendita oggetto di copertura;

• gli effetti del rischio di credito non risultano dominanti rispetto alle variazioni di fair value sottostanti: i derivati di copertura allo stato attuale sono negoziati dal Gruppo con un primario player del mercato energetico e con orizzonti temporali non superiori ai 12 mesi; conseguentemente gli effetti del rischio di credito possono essere ragionevolmente assunti di entità non dominante rispetto alle variazioni di fair value oggetto delle relazioni di copertura designate contabilmente;

• il rapporto di copertura Hedge Ratio oggetto di designazione contabile è allineato con quello considerato ai fini di gestione del rischio: le attuali prassi di gestione del rischio, in assenza di valutazioni basate su coefficienti di regressione statistica, prevedono la definizione di un Hedge Ratio costante e pari a 1:1.

Ad integrazione della dimostrazione qualitativa dell'efficacia prospettica delle relazioni di copertura designate e con l'obiettivo di dimostrare l'attendibilità delle previsioni di acquisto oggetto di copertura, con cadenza trimestrale è effettuato un monitoraggio degli effettivi volumi di energia prodotta e venduta rilevati a consuntivo ed è verificata la capienza degli stessi rispetto ai volumi precedentemente coperti ed oggetto di designazione in Hedge Accounting.

Sensitivity analysis

Gli strumenti finanziari esposti al rischio di interesse sono stati oggetto di un'analisi di sensitività alla data di redazione del bilancio, al 31 dicembre 2021 i tassi di interesse di breve e medio periodo, rispettivamente a 3 mesi e 6 mesi presentavano valori minimi inferiori allo 0 bps, pertanto si è ritenuto corretto utilizzare un'analisi di sensitività di tipo asimmetrico che utilizzasse una variazione dei tassi +100/-25 bps al fine di rispecchiare la condizione attuale di mercato dei tassi di interesse di riferimento.

Le ipotesi alla base del modello sono le seguenti, come già specificato nell'analisi di liquidità, ai fini dell'analisi sotto riportata:

• per le esposizioni di conto corrente bancario e per i finanziamenti dai soci di minoranza, si procede a rideterminare l'ammontare degli oneri/proventi finanziari applicando la variazione di +100/-25 bps moltiplicata per i valori iscritti in bilancio e per un intervallo temporale pari all'esercizio;

• per i finanziamenti con piano di rimborso, la variazione degli oneri finanziari è determinata applicando la variazione di +100/-25 bps al tasso passivo del finanziamento ad ogni data di re-fixing moltiplicato per il capitale residuo nel corso dell'esercizio;

• la variazione del fair value dei contratti di Interest Rate Swap alla data di bilancio è calcolata applicando la variazione di +100/-25 bps alla curva Euribor-Swap alla data di redazione del bilancio. La quota di inefficacia delle coperture di cash flow hedge è stata calcolata sulla base dell'inefficacia rilevata alla data di chiusura dell'esercizio. Si è tenuto inoltre conto della liquidazione dei differenziali dello strumento derivato ad ogni data di rilevazione del tasso di interesse sottostante.

Strumenti Finanziari Derivati: Cash Flow Hedge

Come indicato nei paragrafi relativi alla gestione del rischio di tasso di interesse e alla gestione del rischio di prezzo sulle commodities, il Gruppo stipula:

• contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti concessi dagli istituti finanziari, convertendo gran parte di questi finanziamenti da tasso variabile a tasso fisso;

• contratti di commodity swap per gestire il rischio derivante dalla volatilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica, scambiando mensilmente un differenziale tra un prezzo fisso e un prezzo variabile indicizzato alla media del prezzo benchmark (Prezzo Unico Nazionale PUN) rilevata nel mese di riferimento, applicato ad un determinato volume mensile di energia elettrica (nozionale).

Al 31 dicembre 2021 il portafoglio derivati del Gruppo che qualifica per Hedge Accounting è riportato nella tabella sottostante:

Il fair value dei contratti di interest rate swap riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 31 dicembre 2021 è stimato in un ammontare corrispondente a 4.183 migliaia di euro (al 31 dicembre 2020 pari a 12.132 migliaia di euro).

Il fair value dei contratti di commodity swap riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 31 dicembre 2021 è stimato in un ammontare corrispondente a 15.760 migliaia di euro (pari a 2.893 al 31 dicembre 2020).

Al netto del relativo effetto fiscale, la riserva di Cash Flow Hedge di Gruppo, iscritta al 31 dicembre 2020 per un valore pari a 9.066 migliaia di euro, al 31 dicembre 2021 ammonta a 15.231 migliaia di euro. 

La riserva di cash flow Hedge al 31 dicembre 2021 si è incrementata rispetto al 31 dicembre 2020, con un impatto negativo complessivo sul patrimonio netto consolidato di 6.165 migliaia di euro per effetto del regolamento delle cedole IRS scadute nell'esercizio, della variazione del perimetro di consolidamento, oltre al sostanziale perdurare della curva dei tassi ai valori minimi in linea con quelli utilizzati nella valutazione del FV degli strumenti derivati nel precedente esercizio, e alla contabilizzazione della riserva afferente al commodity swap sul prezzo di vendita dell'energia elettrica pari a 15.760 migliaia di euro al lordo dell'effetto fiscale.

Attività e passività finanziarie che non sono state oggetto di copertura

Attualmente, il Gruppo non ha coperto le seguenti tipologie di strumenti finanziari:

• debiti finanziari utilizzati per finanziare le attività operative del Gruppo, rappresentati in particolare dal debito verso l'istituto finanziario DEG in capo alle quattro società bulgare (Krupen entities) per 961 migliaia di euro;

• depositi bancari, a vista e a breve termine (scadenza massima tre mesi), utilizzati per impieghi temporanei di liquidità.

4. AREA DI CONSOLIDAMENTO

Nella tabella seguente si riporta l'area di consolidamento al 31 dicembre 2021. 

Si segnala rispetto al 31 dicembre 2020 la variazione del perimetro di consolidamento per effetto delle seguenti operazioni:

1. il Gruppo Alerion attraverso la propria controllata Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l., ha acquistato nel corso del 2021 il 50% delle quote: a) in Generai S.r.l. in data 14 maggio 2021, b) in Bioenergia S.r.l. in data 9 luglio 2021 e c) in Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. in data 24 settembre 2021; le suddette società progetto sono attive nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di parchi eolici che saranno realizzati nella provincia di Foggia.

2. in data 13 luglio 2021 Alerion ha costituito la società Fucini 4 S.r.l., società di diritto italiano, con un capitale sociale di 10.000 euro, interamente versati. In data 20 Ottobre 2021, la società Fucini 4 S.r.l. ha acquistato un immobile sito in via Fucini 4, Milano, al fine di ristrutturarlo e manutenerlo.

3. in data 14 maggio 2021, Alerion ha costituito la società di diritto rumeno Alerion Clean Power RO S.r.l. (in seguito "Alerion RO") con un capitale sociale di 10.000 RON, interamente versati. La società sarà la holding pura di partecipazioni per le società progetto necessarie allo sviluppo del business in Romania;

4. nel corso dell'esercizio il Gruppo Alerion, attraverso la propria controllata Alerion Clean Power RO S.r.l. ha acquistato il 100% delle quote delle seguenti società: a) Fravort S.r.l., b) Tremalzo S.r.l., c) Green Fotovoltaic Parc S.r.l., d) Inspire Parc Solar S.r.l., e) Solar Live Energy S.r.l., f) Cavignon S.r.l., g) Cevedale S.r.l., h) Vermiglio S.r.l., i) Vigolana S.r.l., l) Presenella S.r.l., m) Conti Green Projects S.r.l., n) Conti Green Energy S.r.l., o) Conti Green Alliance S.r.l.; le suddette società progetto sono attive nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di parchi fotovoltaici che saranno realizzati in Romania;

5. nel corso dell'esercizio il Gruppo Alerion, attraverso la propria controllata Alerion Clean Power RO S.r.l. ha costituito la società Alerion RO Todiresti S.r.l., società di diritto rumeno, con un capitale sociale di 50.000 RON interamente versati, attiva nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di un parco eolico che sarà realizzato in Romania;

6. nel corso dell'esercizio il Gruppo Alerion, attraverso la propria controllata Alerion Clean Power RO S.r.l. ha acquistato il 75% delle quote delle seguenti società: a) Mitoc Partners S.r.l., b) Phoenix Nest S.r.l., c) Phoenix Genesis S.r.l., d) Phoenix Catalyst S.r.l., e) Phoenix Ceres S.r.l.; le suddette società progetto sono attive nello sviluppo e nelle attività propedeutiche alla progettazione di parchi eolici che saranno realizzati in Romania.

ATTIVITA' NON CORRENTI

5. ATTIVITA' IMMATERIALI A VITA DEFINITA

I Diritti e concessioni ammontano a 187.349 migliaia di euro (185.777 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono alle autorizzazioni e ai diritti di gestione dei parchi eolici rilevati tramite l'acquisto di partecipazioni in società progetto.

L'incremento dell'esercizio di 12.207 migliaia di euro, prima dell'effetto dell'ammortamento dell'esercizio, è riconducibile principalmente alla variazione dell'area di consolidamento a seguito delle attività di investimento in corso in Romania. 

I Costi di sviluppo ammontano a 11.780 migliaia di euro (10.486 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono a costi sostenuti prevalentemente a fronte di studi di fattibilità, di progettazione, analisi anemometriche e ad altri costi relativi a progetti eolici in fase di sviluppo e di realizzazione. Tali costi sono stati capitalizzati in base alle indicazioni dello IAS 38 e ammortizzati a partire dall'entrata in funzione degli impianti a cui si riferiscono, sulla base della vita utile del relativo progetto.

Le Immobilizzazioni in corso ammontano a 1.888 migliaia di euro (1.614 migliaia di euro al 31 dicembre 2020). L'incremento è principalmente riferibile alla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia e in Romania. 

6. VERIFICA SULLA PERDITA DI VALORE DELLE ATTIVITA' MATERIALI ED IMMATERIALI

In conformità a quanto richiesto dal principio contabile internazionale IAS 36, è stata effettuata una verifica (Impairment Test), approvata dal Consiglio di Amministrazione tenutosi in data 18 marzo 2022, volta a determinare che le attività materiali e le attività immateriali a vita utile definita, con particolare attenzione a quelle immateriali, siano iscritte in bilancio al 31 dicembre 2021 ad un valore non superiore rispetto a quello recuperabile attraverso l'utilizzo. A tal fine, sono state testate immobilizzazioni immateriali nette per un valore di 184.237 migliaia di euro e immobilizzazioni materiali nette per 418.184 migliaia di euro con riferimento alle CGU esistenti. 

La tabella seguente dettaglia il carrying amount delle CGU assoggettate ad impairment test.

Il Gruppo valuta a ogni data di riferimento del bilancio se esiste una indicazione che un'attività possa aver subito una riduzione durevole di valore. Se esiste una qualsiasi indicazione di ciò, l'entità deve stimare il valore recuperabile dell'attività.

Con riferimento a quanto sopra, nel valutare l'esistenza di un'indicazione che un'attività può aver subito una riduzione durevole di valore, sono state considerate le indicazioni derivanti da fonti d'informazione sia interne sia esterne al Gruppo. Con riferimento alle singole CGU identificate, potenziali indicatori di impairment sono stati identificati negli scenari dei prezzi di medio lungo termine. Inoltre, è stata considerata quale indicatore d'impairment la circostanza che il valore contabile delle attività nette di Alerion Clean Power risulta superiore alla capitalizzazione di mercato alla data di bilancio. In coerenza con le  policy interne il Gruppo procede a svolgere le attività di impairment test sulle attività immateriali a vita utile definita e sulle attività materiali anche in assenza di indicatori di impairment.

Il valore recuperabile di tali asset è stato stimato attraverso la determinazione del loro valore economico, basandosi sui flussi finanziari che le attività sono in grado di generare. Tali flussi di cassa devono essere valutati a livello di singolo asset, o qualora ciò non sia possibile a livello di unità generatrice di flussi finanziari a cui l'asset appartiene (Cash Generating Unit, nel seguito CGU). 

Sulla base delle scelte strategiche ed organizzative adottate dal Gruppo, nel testare tali attività si è fatto riferimento ai singoli progetti/impianti, ognuno dei quali è identificabile con una società. Tali società rappresentano le più piccole unità generatrici di flussi finanziari identificabili, in quanto le attività oggetto di impairment test non sono in grado di generare flussi finanziari in entrata indipendenti da quelli derivanti dalle altre attività o gruppi di attività facenti capo alle singole società.

I valori assoggettati a Impairment Test non includono le attività relative alle società non- operative o quelle che sono state acquisite dal Gruppo nel corso dell'esercizio ed il cui valore non è stato oggetto di verifica durante l'esercizio essendo state contabilizzate al valore equo (fair value) alla data di acquisizione in sede primo consolidamento e per cui non sono emersi indicatori di una possibile perdita di valore.

La stima del valore economico degli asset delle diverse società operative è stata effettuata utilizzando un piano di flussi di cassa determinati in funzione della vita economica attesa delle diverse attività.

Data la particolare tipologia di business, che prevede investimenti con ritorni nel medio periodo e flussi di cassa su un orizzonte temporale di lungo termine, l'arco di piano supera i 5 anni. In particolare, per la determinazione del valore recuperabile degli impianti eolici è stato stimato il valore attuale dei flussi di cassa operativi - che tengono conto di livelli di investimento idonei al mantenimento dell'efficienza operativa degli impianti - sulla base della durata delle singole concessioni dei diversi progetti, in media 29 anni dall'avvio della produzione.

Le proiezioni dei flussi di cassa si basano sulle seguenti ipotesi:

• produzione attesa dei parchi eolici sulla base delle medie storiche di produttività dei singoli parchi;

• prezzi di vendita attesi estrapolati da proiezioni di mercato relative alla curva dei prezzi dell'energia elettrica. Con riferimento agli incentivi si è, invece, tenuto conto delle prescrizioni normative previste per il settore;

• costi di produzione derivanti da analisi storiche o dai costi standard conseguiti da iniziative comparabili;

• investimenti volti a garantire il normale esercizio degli impianti (refitting) ipotizzati sulla base di stime interne;

• Terminal value, valore di cessione stimato attualizzando i flussi di cassa netti successivamente al periodo esplicito per 20 anni, ridotti del 20%. 

I singoli piani delle società operative sono stati approvati dall'Amministratore Unico delle relative società operative o dal Consiglio di Amministrazione delle stesse, ove presente.

I flussi risultanti, calcolati al netto dell'imposizione fiscale, sono stati poi attualizzati ad un tasso rappresentativo del costo medio ponderato del capitale investito nel complesso aziendale oggetto di valutazione (Weighted Average Cost Of Capital, WACC) pari a 4,50% per le CGU in Italia (pari a 4,52% al 31 dicembre 2020) e pari a 4,14% per le CGU in Spagna (4,22% al 31 dicembre 2020), anch'esso calcolato al netto della componente fiscale.

Si segnala che le analisi svolte non hanno portato a determinare alcun ipotesi di svalutazione di valore per nessuna CGU oggetto di esame. 

Analisi di sensitività 

Il risultato del test di impairment è derivato da informazioni ad oggi disponibili e da ragionevoli stime sull'evoluzione, tra le altre cose, di ventosità, prezzo energia elettrica, costi di produzione e tasso di interesse. In tale contesto è stata elaborata un'analisi di sensitività sul valore recuperabile delle diverse CGU nell'ipotesi di una riduzione dei prezzi di vendita dell'energia elettrica e di aumento del tasso di attualizzazione. In particolare, in relazione alla volatilità del prezzo dell'energia elettrica che ha caratterizzato il mercato elettrico negli ultimi anni, sono state effettuate le seguenti analisi di sensitività rispetto al "caso base" sia con prezzi dell'energia elettrica inferiori del 5% sia con un tasso di attualizzazione superiore di 0,5 punti percentuali.

In particolare, si rileva che:

• nell'ipotesi di una riduzione dei prezzi dell'energia elettrica pari al 5%, protratta nel tempo lungo l'intero arco di piano, il valore di carico di tali asset non subirebbe alcuna variazione;

•  a seguito di un incremento del 0,5 punti percentuali nel tasso di attualizzazione, il valore di carico di tali asset non subirebbe alcuna variazione. 

 In tale contesto, gli Amministratori monitorano sistematicamente l'andamento delle citate variabili esogene e non controllabili al fine di individuare tempestivamente gli eventuali adeguamenti delle stime di recuperabilità dei valori di iscrizione di tali attività nel Bilancio Consolidato.

I processi valutativi e di stima relativi alla valutazione del valore recuperabile delle attività non correnti si sono basati sui più recenti budget e piani pluriennali che considerano le assunzioni interne e di mercato definite tenendo conto dell'emergenza sanitaria in corso. Il peggioramento dello scenario economico per effetto del Coronavirus COVID-19 è stato considerato nell'elaborazione di analisi di sensitività, condotte considerando, in particolare, una riduzione dei prezzi dell'energia nel breve periodo o un aumento del tasso di attualizzazione (WACC).

Tale scenario, caratterizzato comunque da un elevato grado di incertezza nelle stime, non porterebbe a risultati peggiorativi rispetto a quanto emergerebbe considerando le ipotesi di sensitività definite sopra. In ogni caso, si segnala che una riduzione dei prezzi dell'energia elettrica sarebbe parzialmente mitigata nell'anno successivo dalla rideterminazione in incremento della tariffa incentivante riconosciuto dal GSE, ove prevista, in ragione della costruzione della formula di determinazione della tariffa stessa.

7. ATTIVITA' MATERIALI

Le voci Terreni e Fabbricati ammontano a complessivi 32.566 migliaia di euro, il cui valore lordo si incrementa rispetto al 31 dicembre 2020 di 9.590 migliaia di euro, l'incremento è principalmente riconducibile all'acquisto di terreni che la società Enermac S.r.l. ha effettuato per lo sviluppo di due nuovi impianti eolici ubicati nel Comune di Orta Nova (FG) (presso le località "La Ficora" e "Tre Confini") ed inoltre alla variazione dell'area di consolidamento derivante dagli effetti delle aggregazioni aziendali relativi alle acquisizioni delle società in Romania.

Gli Impianti e macchinari ammontano a 396.683 migliaia di euro (430.068 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed includono i costi relativi alla stima degli oneri di ripristino dei siti ove insistono gli impianti. La movimentazione è legata principalmente al normale processo di ammortamento intervenuta nell'esercizio, nonché alla rilevazione degli effetti del cambiamento di stima adottato (e supportato da perizia redatta da un soggetto indipendente) per la contabilizzazione dei fondi rischi a fronte dei futuri costi di smantellamento degli impianti operativi che ha comportato il decremento degli impianti e macchinari per un ammontare complessivo pari a 5.897 migliaia di euro.

Gli Altri beni ammontano a 397 migliaia di euro (316 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e riguardano principalmente arredi e mobili d'ufficio, nonché macchine d'ufficio elettroniche. 

Le Immobilizzazioni in corso ammontano a 60.887 migliaia di euro (1.127 migliaia di euro al 31 dicembre 2020). L'incremento è principalmente riferibile alla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia e in Romania.

Si evidenziano di seguito sinteticamente gli effetti al 31 dicembre 2021 derivanti dall'applicazione del principio contabile IFRS 16 Lease:

Il diritto d'uso per beni in leasing "RoU" al 31 dicembre 2021 è riferito principalmente a: i) terreni per 20.002 migliaia di euro, ii) impianti e macchinari per 33.251 migliaia di euro, iii) fabbricati per 804 migliaia di euro e iv) altre immobilizzazioni materiali per 55 migliaia di euro.

8. PARTECIPAZIONI IN SOCIETA' VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

Si riporta qui di seguito l'informativa richiesta dal Principio Contabile Internazionale IFRS 11 "Joint arrangements". 

Al 31 dicembre 2021, Alerion Clean Power S.p.A. detiene partecipazioni in joint-venture nelle società Ecoenergia Campania S.r.l., New Green Molise S.r.l., Andromeda Wind S.r.l., Fri-El Guardionara S.r.l., Fri-El Anzi Holding S.r.l. 

Rispetto al 31 dicembre 2020, Alerion, attraverso la società controllata Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l., ha perfezionato l'acquisto del 50% del capitale sociale di tre società, Generai S.r.l. in data 14 maggio 2021, Bioenergia S.r.l. in data 9 luglio 2021 e Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. in data 24 settembre 2021. Le tre società sono titolari ognuna di un progetto di sviluppo per la costruzione di tre parchi eolici nella provincia di Foggia.

Inoltre Alerion detiene direttamente, a seguito della fusione con la controllata Alerion Energie Rinnovabili S.r.l., le seguenti partecipazioni in società collegate: Giava Uno S.r.l. in liquidazione e S.C. Compania Eoliana S.A.. Quest'ultima, a sua volta, è titolare del 99% del capitale di Jimbolia Wind Farm S.r.l..

Si segnala che il processo di liquidazione relativo alla società Giava Uno S.r.l. si è concluso in data 13 gennaio 2021.

In base alla struttura di governance e agli accordi contrattuali, Alerion non può da sola esercitare il controllo sulle attività rilevanti di tali società. Le decisioni circa le attività identificate come rilevanti vengono, infatti, assunte soltanto con l'accordo congiunto dei soci.

Per tale motivo tali società vengono contabilizzate con il metodo del Patrimonio Netto.

Ecoenergia Campania S.r.l.

Con riferimento alla joint-venture in Ecoenergia Campania S.r.l., società titolare di un parco eolico a Lacedonia, in provincia di Avellino, con una potenza installata pari a 15 MW. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 31 dicembre 2021, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

New Green Molise S.r.l.

New Green Molise S.r.l. è una società titolare di un parco eolico in San Martino in Pensilis, in provincia di Campobasso, con una potenza installata pari a 58 MW. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 31 dicembre 2021, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:     

Andromeda Wind S.r.l.

Andromeda Wind S.r.l. è una società titolare di un parco eolico sito nei comuni di Ururi e Larino, in provincia di Campobasso, con una potenza installata pari a 26 MW. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 31 dicembre 2021, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Fri-El Anzi Holding S.r.l. 

Fri-El Anzi Holding S.r.l. è una società titolare di una partecipazione totalitaria nella società Fri-El Anzi S.r.l., società a sua volta titolare di un parco eolico sito nei comuni di Anzi e Brindisi Montagna, in provincia di Potenza, con una potenza installata pari a 16 MW. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 31 dicembre 2021, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Si segnala che a partire dal primo gennaio 2022 sarà efficace la fusione inversa tra Fri-El Anzi S.r.l. (controllata al 100% da Fri-El Anzi Holding) e Fri-El Anzi Holding S.r.l.

Fri-El Guardionara S.r.l.

Fri-El Guardionara S.r.l. è una società titolare di un parco eolico sito nei comuni di San Basilio, Donigala e Goni, in provincia di Cagliari, con una potenza installata pari a 24,65 MW. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 31 dicembre 2021, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Generai S.r.l.

Generai S.r.l. è una società titolare di un di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione nel Comune di Cerignola (FG) di un impianto per la produzione di energia da fonte eolica di potenza complessiva pari a 29,4 MW. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 31 dicembre 2021, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Bioenergia S.r.l.

Bioenergia S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, nei comuni di Orta Nova e Cerignola (FG), di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica di potenza complessiva pari a 30 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 31 dicembre 2021, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.

Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, nel comune di Manfredonia (FG), di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica di potenza complessiva pari a 29,6 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l'indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 31 dicembre 2021, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Si segnala che alla data della presente relazione le società sopra riportate hanno rispettato i covenant finanziari dei rispettivi contratti di finanziamento in project financing.

Compania Eoliana S.A.

Compania Eoliana S.A., di cui Alerion detiene il 49,75% della partecipazione, è titolare di progetti di sviluppo in Romania ritenuti non più realizzabili. In considerazione di ciò, il valore della partecipazione e del relativo finanziamento soci è stato interamente svalutato nell'esercizio 2016. 

9. CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

I Crediti Finanziari e Altre Attività Finanziarie Non Correnti si attestano a 7.176 migliaia di euro (rispetto alle 4.358 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed includono: i) i crediti finanziari verso le società valutate con il metodo del patrimonio netto, ii) le attività finanziarie relative alle operazioni di sviluppo e di investimento in Romania, come in precedenza descritto nel paragrafo dei "Fatti di rilievo avvenuti nel corso dell'esercizio".

10. CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI

I Crediti vari e altre attività non correnti si attestano a 947 migliaia di euro (rispetto alle 875 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed includono principalmente i crediti IVA che saranno incassati in periodo superiore ai 12 mesi successivi alla chiusura del presente esercizio.

ATTIVITA' CORRENTI

11.     CREDITI COMMERCIALI

I Crediti Commerciali ammontano a 38.263 migliaia di euro (9.113 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e sono principalmente rappresentati da crediti maturati sulla vendita dell'energia prodotta nel mese di dicembre 2021. La variazione in aumento rispetto al precedente esercizio è dovuta al forte incremento dei prezzi intercorso nell'anno 2021, come già precedentemente esposto. 

I crediti commerciali hanno generalmente scadenza a 30-45 giorni.

12. CREDITI TRIBUTARI

La voce Crediti Tributari ammonta a 2.989 migliaia di euro (5.096 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferisce principalmente a crediti tributari IRES (1.212 migliaia di euro richiesti a rimborso e 669 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo), a crediti tributari IRAP (1.012 migliaia di euro chiesti a rimborso e 94 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo).

13. CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITA' CORRENTI

Nella tabella seguente vengono riportati i dettagli che compongono i Crediti vari e altre attività correnti:

I Crediti verso l'Erario sono principalmente costituiti dalla quota di crediti per ritenute ed imposte indirette (IVA) che si ritiene siano recuperabili entro l'esercizio successivo. 

I Crediti verso altri ammontano a 21.595 migliaia di euro (15.375 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), al netto di un fondo svalutazione di 269 migliaia di euro, e si riferiscono principalmente a crediti per incentivi per 14.588 migliaia di euro (10.066 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), ad altri crediti 4.653 migliaia di euro relativi principalmente a rimborsi assicurativi e risconti attivi per 2.038 migliaia di euro.

I crediti per incentivi hanno generalmente scadenza a 60 giorni.

14. CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI

La voce pari a 457 migliaia di euro (1.003 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), include crediti finanziari per un'iniziativa in sviluppo in Romania.

15. CASSA E ALTRE DISPONIBILITÀ LIQUIDE EQUIVALENTI

I Depositi Bancari ammontano a 123.652 migliaia di euro (147.706 migliaia di euro al 31 dicembre 2020).

Si segnala che alla data del 31 dicembre 2021 i Depositi Bancari riconducibili a società del Gruppo che non hanno in essere finanziamenti in project financing ammontano a 84.693 migliaia di euro al 31 dicembre 2021 e 105.016 migliaia di euro al 31 dicembre 2020. Le disponibilità liquide, relative alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing ammontano a 38.960 migliaia di euro al 31 dicembre 2021 e 42.690 migliaia di euro al 31 dicembre 2020, sono principalmente costituite da depositi di conti correnti bancari e devono operare nel rispetto degli impegni legati ai contratti di project financing.

Per maggiori dettagli sulla movimentazione delle disponibilità liquide si rimanda allo schema del Rendiconto Finanziario.

16. PATRIMONIO NETTO

Le politiche di gestione del capitale da parte del Gruppo prevedono il mantenimento di un livello di capitale al fine di mantenere un rapporto di fiducia con gli investitori, i creditori ed il mercato, consentendo altresì lo sviluppo futuro dell'attività. Sempre il Gruppo monitora il rendimento del capitale e il livello di dividendi da distribuire ai detentori di azioni ordinarie.

Il Patrimonio Netto di pertinenza del Gruppo al 31 dicembre 2021 è pari a 227.098 migliaia di euro con un incremento di 24.570 migliaia di euro rispetto ai 202.528 migliaia di euro del 31 dicembre 2020. Le variazioni intervenute sono state:

• incremento di 48.738 migliaia di euro per l'utile dell'esercizio di pertinenza del Gruppo;

• incremento di 20 migliaia di euro per effetto degli utili/perdite attuariali da piani a benefici definiti (IAS 19) rilevati nel conto economico complessivo consolidato al netto dell'effetto fiscale;

• acquisto di azioni proprie pari a 3.119 migliaia di euro;

• decremento di 6.038 migliaia di euro dovuto alla variazione negativa del fair value degli strumenti derivati, al netto dell'effetto fiscale;

• decremento di 15.158 migliaia di euro alla distribuzione parziale di riserve disponibili;

• incremento della voce altre variazioni per 127 migliaia di euro principalmente per effetto delle recenti acquisizioni di società in sviluppo concluse in Romania.

Si segnala che l'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 26 aprile 2021, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 5 maggio 2021 con stacco in data 3 maggio 2021 della cedola n. 10, tramite l'utilizzo parziale di riserve, di euro 0,28 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 15.158 migliaia di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall'Assemblea.

Il prospetto di variazione delle voci del patrimonio netto al 31 dicembre 2021 rispetto a quelle presenti al 31 dicembre 2020 è esposto tra i prospetti contabili consolidati.

Si riporta di seguito il dettaglio delle singole voci:

Il capitale sociale di Alerion ammonta a 161.137 migliaia di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2020) ed è costituito da n. 54.229.403 azioni ordinarie.

La riserva azioni proprie al 31 dicembre 2021 è negativa per 3.147 migliaia di euro (negativa per 28 migliaia al 31 dicembre 2020) e si riferisce al controvalore di acquisto delle n. 225.356 azioni proprie detenute dalla società. La riserva si movimenta rispetto al valore al 31 dicembre 2020, per gli acquisti di azioni proprie dell'esercizio per un controvalore pari a 3.119 migliaia di euro. 

La riserva da sovrapprezzo azioni ammonta a 21.400 migliaia di euro, invariata rispetto al 31 dicembre 2020, e si riferisce: i) al sovrapprezzo di 0,02 euro per azione sull'aumento di capitale avvenuto nel corso del 2003; ii) al sovraprezzo di 0,55 euro per azione sull'aumento di capitale avvenuto nel 2008, al netto delle rettifiche per i costi sostenuti, funzionali agli aumenti di capitale; iii) alla differenza tra il valore relativo all'acquisto delle azioni proprie annullate nel 2012 e il loro valore nominale, oltre alla commissioni sull'acquisto.

Le riserve di risultato sono positive per 62.939 migliaia di euro (positive per 29.085 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed includono gli utili/perdite accumulate, al netto dei dividendi distribuiti.

La riserva di cash flow hedge risulta negativa per 15.231 migliaia di euro (negativa per 9.066 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed accoglie le variazioni di fair value degli strumenti derivati, al netto del relativo effetto fiscale per la loro porzione efficace. La variazione negativa dell'esercizio è stata complessivamente pari a 6.165 migliaia di euro di cui una variazione positiva pari a 564 migliaia di euro riconducibile alle partecipazioni in società valutate con il metodo del patrimonio netto. Si rimanda al paragrafo "3. POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO" dove è riportata la movimentazione della riserva di cash flow hedge. 

Il capitale, le riserve ed il risultato di terzi sono pari complessivamente a 4.525 migliaia di euro (4.473 migliaia di euro al 31 dicembre 2020).

Si riporta qui di seguito l'informativa richiesta dal Principio Contabile Internazionale IFRS 12 "Disclosure of interests with other entities". 

PASSIVITA' NON CORRENTI

17. PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI

Il Debito verso obbligazionisti al 31 dicembre 2021 è composto i) dal valore del prestito obbligazionario 2019-2025 sottoscritto il 12 dicembre 2019 per un controvalore di 200.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 1.987 migliaia di euro e ii) dal valore del prestito obbligazionario 2021-2027 emesso in data 3 novembre 2021 per un controvalore di 200.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 2.112 migliaia di euro. La variazione intercorsa nell'esercizio fa riferimento alla sottoscrizione del nuovo prestito obbligazionario 2021-2027 e al rimborso del precedente 2018-2024.

La voce Debiti verso banche per finanziamenti al 31 dicembre 2021 ammonta a  106.920 migliaia di euro (al 31 dicembre 2020 era pari a 132.933  migliaia di euro) ed è composta i) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing ottenuti per la realizzazione dei parchi eolici di Villacidro, di Albareto e di Ponte Gandolfo, rispettivamente dalle controllate Green Energy Sardegna S.r.l. per 23.042 migliaia di euro, Fri-El Albareto S.r.l. per 15.637 migliaia di euro ed Eolica PM S.r.l. per 39.069 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, ii) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing per effetto delle acquisizioni perfezionatesi nel 2019, nello specifico Comiolica S.L. per 14.233 migliaia di euro e Fri-El Campidano S.r.l. per 7.418 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, iii) della quota a lungo termine dei finanziamenti bancari ottenuti da Alerion Clean Power S.p.A. a maggio 2019 pari a 1.103 migliaia di euro, e ad ottobre 2020 pari a 3.188 migliaia di euro e iv) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing per effetto delle acquisizioni perfezionatesi nel 2020, nello specifico Grottole S.r.l. per 3.230 migliaia di euro.

Di seguito si riportano le informazioni dettagliate delle passività finanziarie correnti e non correnti con l'indicazione dei tassi d'interesse applicati e delle relative scadenze:

Con riferimento ai finanziamenti sopra riportati di seguito si riportano le informazioni, per singolo progetto, relative all'ammontare del debito residuo corrente e non corrente, alle forme tecniche utilizzate, alla scadenza, agli impegni, alle garanzie rilasciate a favore dei soggetti finanziatori ed alle clausole contrattuali significative.

I suddetti finanziamenti in project financing contengono covenants tipici del mercato finanziario, che pongono limiti alla società finanziata in linea con la prassi di mercato prevalente per accordi analoghi. In particolare, si segnala che le garanzie reali si riferiscono principalmente: i) al privilegio speciale sui beni mobili; ii) all'ipoteca di primo grado sui beni immobili; iii) al pegno sui crediti e conti correnti iv) al pegno sul 100% del capitale sociale.

Si evidenziano di seguito i saldi al 31 dicembre 2021 relativi alle Attività Correnti riconducibili alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing:

La società finanziata assume una serie di obblighi di fare e obblighi di non fare, il cui rispetto è essenziale ai fini del Contratto di Finanziamento. Di seguito il dettaglio:

• Gli obblighi di fare riguardano, tra l'altro, l'apertura del Conto Progetto e del Conto IVA, la dotazione di mezzi propri, la stipulazione della Convenzione con il Gestore di Rete e delle Polizze Assicurative, la nomina del Direttore dei Lavori, la salvaguardia dell'Impianto, la comunicazione di ogni Evento di Decadenza o Evento di Risoluzione o Evento di Recesso, il pieno rispetto del Decreto in Conto Energia, il rispetto del Livello Minimo di Giacenza, il riconoscimento cd. right of first refusal alla Banca Finanziatrice, in caso di refinancing.

• Gli obblighi di non fare concernono, tra l'altro, il divieto di rimborso del Finanziamento Soci (salvo il preventivo consenso scritto della Banca Finanziatrice, nel caso in cui ciò non consenta di mantenere un Debt to equity ratio almeno pari a quanto definito contrattualmente), di cessazione o modifica della natura delle attività condotte, di costituzione di vincoli e/o gravami sui beni afferenti il Progetto (negative pledge) e di costituzione di patrimoni destinati.

Nella tabella seguente si riportano i Parametri finanziari relativi ai finanziamenti in project financing, per i quali è già dovuto il rispetto alla data di bilancio, e che nello specifico si riferiscono principalmente ai livelli minimi che deve rispettare il Conto Riserva Servizio del Debito, il quale non deve essere inferiore alla somma della rata di rimborso in linea capitale, delle commissioni e degli interessi passivi che intercorrono tra le diverse date di calcolo semestrali.

Al 31 dicembre 2021, ultima data di calcolo, i covenants sopra indicati sono stati rispettati.

Si segnala che con riferimento al Prestito Obbligazionario 2021 -2027 qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati ed  il  Patrimonio  Netto  al  Netto  dei Derivati risulti superiore a 3 la società si impegna  a non assumere  ulteriore indebitamento  Finanziario  Contabile al Netto dei Derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3 con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre  di  ogni anno di durata  del Prestito, a partire  dal  31  dicembre  2021. Si evidenzia che, la definizione e il calcolo dell'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati e del Patrimonio Netto al Netto dei Derivati verranno effettuati sulla base dei principi contabili internazionali in vigore alla data di erogazione del Prestito Obbligazionario e già adottati dalla società per la predisposizione della relazione finanziaria annuale 2021.

Si segnala che con riferimento al Prestito Obbligazionario 2019 -2025 qualora  a  ciascuna  Data  di  Calcolo  il  rapporto  tra l'Indebitamento  Finanziario  Contabile  al  Netto  dei Derivati  ed  il  Patrimonio  Netto  al  Netto  dei Derivati risulti superiore a 2,5 la società si impegna  a non assumere  ulteriore indebitamento  Finanziario  Contabile al Netto dei Derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 2,5 con "Data di Calcolo" si intende la data del 31 dicembre  di  ogni anno di durata  del Prestito, a partire  dal  31  dicembre  2019. Si evidenzia che, la definizione e il calcolo dell'Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati e del Patrimonio Netto al Netto dei Derivati verranno effettuati sulla base dei principi contabili internazionali in vigore alla data di erogazione del Prestito Obbligazionario e già adottati dalla società per la predisposizione della relazione finanziaria annuale 2019.

Alla data odierna, sulla base delle simulazioni effettuate, i parametri finanziari relativi ai prestiti obbligazionari della Società risultano rispettati.

I Debiti e passività per lease si riferiscono al valore attuale della quota scadente oltre i 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile dei lease previsto dal principio IFRS 16. Tali debiti includono per 19.171 migliaia di euro i debiti relativi al contratto di leasing finanziario per l'impianto di Regalbuto.

I Debiti verso soci terzi per finanziamenti si riferiscono a finanziamenti concessi dai soci di minoranza in relazione allo sviluppo dei parchi eolici. La voce si riferisce principalmente all'erogazione da parte di SIMEST di un finanziamento soci pari a 9.851 migliaia, al netto di costi accessori pari a 100 migliaia di euro a sostegno dello sviluppo di Alerion in Spagna. In particolare, l'investimento di SIMEST, effettuato in forma mista tra aumento di capitale sociale e finanziamento soci per complessivi 10 milioni di euro, è diretto ad affiancare Alerion, per il tramite della sua controllata locale Alerion Spain, nell'acquisizione, già completata in data 26 giugno 2019, di Comiolica S.L. Successivamente all'aumento di capitale nella holding delle attività in Spagna, SIMEST detiene una partecipazione del 49% in Alerion Spain, società di cui Alerion Clean Power S.p.A. mantiene il controllo con il 51% del capitale sociale. Considerando che nella sostanza l'operazione SIMEST si configura come un'operazione di finanziamento e considerando la presenza di un'opzione "put" esercitabile dalla controparte, il Gruppo ha considerato SIMEST quale un finanziatore e, ai fini del consolidamento di Comiolica S.L., non ha fatto emergere interessi di minoranza nel bilancio consolidato.

18. STRUMENTI DERIVATI

Alla data del 31 dicembre 2021, gli strumenti derivati in bilancio ammontano complessivamente a 19.943 migliaia di euro (15.025 migliaia di euro al 31 dicembre 2020), di cui la quota corrente, pari a 16.902 migliaia di euro, rappresenta i flussi di cassa con scadenza entro l'esercizio, mentre la quota non corrente, pari a 3.041 migliaia di euro, comprende i flussi di cassa futuri fino al termine del contratto derivato in corrispondenza del rimborso del finanziamento in project financing.

Al 31 dicembre 2021 sono in essere le seguenti operazioni di finanziamento, per le quali sono state attivate le coperture dal rischio di cash flow:

Il Gruppo stipula contratti di interest rate swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti in project financing stipulati con diversi pool di banche, e su richiesta delle medesime (condizione per la stipula di operazioni in Project Financing), convertendo le linee dei finanziamenti dedicate agli investimenti da tassi variabili a tassi fissi. Alla data di bilancio risultano in essere contratti per un nozionale di circa 95.704 migliaia di euro, che fissano l'interesse ad un tasso IRS medio corrispondente a circa il 4% per un periodo lungo mediamente 15 anni.

Come già riportato nel paragrafo del Rischio Finanziario, si segnala che a partire dal 2020 il Gruppo ha inoltre stipulato contratti di Commodity Swap sul prezzo dell'energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell'energia elettrica sulla propria marginalità e conseguentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti, prevedono la conversione, da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale - PUN) a prezzo fisso, calcolati su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano in essere contratti per un Nozionale di circa 227 MW, da scambiare nel periodo dal 1° gennaio 2021 al 31 marzo 2022, che fissano il prezzo ad un valore medio di 174,95 euro per un periodo lungo un trimestre, dal 1° gennaio 2022 al 31 marzo 2022.

Il fair value del Interest Rate Swap e degli strumenti Commodity Swap sul prezzo dell'energia risultanti al 31 dicembre 2021 è stimato in 19.943 migliaia di euro (15.025 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) per le società consolidate integralmente. La metodologia applicata per il calcolo del fair value è quella del Discount Cash Flow Model. Questi strumenti derivati sono designati come strumenti di copertura di flussi di cassa futuri e sono risultati efficaci; conseguentemente le variazioni di fair value sono state iscritte in una riserva di patrimonio netto. La parte di inefficacia, invece, è stata rilevata a conto economico.

La variazione del fair value degli Interest Rate Swap su project financing è positiva per 7.950 migliaia di euro, prevalentemente riconducibile a:

• La diminuzione pari a 4.371 miglia di euro è dovuta all'estinzione anticipata dei finanziamenti in project financing delle società Ordona Energia S.r.l. e Callari S.r.l.;

• La diminuzione del debito per derivati rilevata a patrimonio netto, pari a 3.521 migliaia di euro, è principalmente dovuta al perdurare della situazione dei mercati finanziari che continua ad influenzare negativamente la valutazione degli strumenti derivati, questi ultimi scontano infatti la differenza negativa tra la curva dei tassi IRS e la curva dei tassi forward.

La variazione del Fair Value degli strumenti Commodity Swap sul prezzo dell'energia è invece negativa per 12.867 migliaia di euro. Essa è interamente rilevata a patrimonio netto ed è riconducibile all'attesa di una curva dei prezzi forward, nell'esercizio 2022, maggiore del prezzo fisso pattuito contrattualmente.

Si segnala che la variazione del fair value degli strumenti derivati in capo alle società valutate con il metodo del patrimonio netto è stata positiva per 565 migliaia di euro rispetto a dicembre 2020, rilevata direttamente nel conto economico complessivo, al netto dell'effetto fiscale. Complessivamente le passività per strumenti derivati riconducibili alle partecipazioni in oggetto ammontano al 31 dicembre 2021 a 717 migliaia di euro, mentre al 31 dicembre 2020 ammontavano a 1.281 migliaia di euro.

19. TFR E ALTRI FONDI RELATIVI AL PERSONALE

Ammontano a 631 migliaia di euro (602 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) ed includono il valore attuariale dell'effettivo debito del Gruppo verso tutti i dipendenti determinato applicando i criteri previsti dallo IAS 19.

Di seguito vengono riassunte le ipotesi attuariali utilizzate per la definizione del fondo:

I dipendenti del Gruppo al 31 dicembre 2021 risultano pari a 46 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

Di seguito si forniscono le informazioni relative all'età media del personale ed alla sua formazione:

20. FONDI PER RISCHI ED ONERI FUTURI

Si riporta di seguito la movimentazione dei Fondi per rischi e oneri futuri:

La voce Imposte e contenzioso fiscale include accantonamenti relativi alla maggiore imposta ICI/IMU ricalcolata principalmente sulla base delle rendite rideterminate dall'Agenzia del Territorio per 6.825 migliaia di euro, era pari a 5.850 migliaia di euro al 31 dicembre 2020.

Il Fondo rischi per controversie legali è iscritto a fronte degli oneri legali relativi alle controversie in essere e riflette la stima aggiornata dei rischi sulle cause legali al 31 dicembre 2021. 

La voce Fondi su altri rischi include principalmente:

• i costi di smantellamento degli impianti per 5.260 migliaia di euro (al 31 dicembre 2020 13.098 migliaia di euro), Il decremento é riconducibile alla rilevazione degli effetti della diversa valutazione adottata per la contabilizzazione dei fondi rischi a fronte dei futuri costi di smantellamento degli impianti operativi, sulla base di perizie tecniche redatte da esperti del settore, gli effetti sono riconducibili in conto economico per 2.895 migliaia di euro, nello stato patrimoniale è stato effettuato un off-setting tra le attività e le passività;

• accantonamento relativo alla società operativa spagnola Comiolica per 4.000 migliaia di euro calcolato sulla rendita prevista dalla normativa spagnola agli impianti di produzione da energia eolica, riflessa in conto economico nella voce altri ricavi; 

• gli accantonamenti rilevati nel 2021 sono riconducibili principalmente alla causa promossa dalla società volta a dichiarare la nullità di alcuni contratti derivati su commodities a copertura del rischio prezzo dell'energia elettrica. Il fondo accoglie il rischio massimo, la cui contropartita è stata accantonata per natura a riduzione dei ricavi da vendite di energia elettrica. Si rimanda alla nota 38 per ulteriori dettagli. 

21. DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' NON CORRENTI

I debiti vari e altre passività non correnti ammontano a 14.409 migliaia di euro (13.970 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono al contributo ex-lege 488/92 e al contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella, Agrigento, Campidano, Ricigliano, Grottole e Anglona.

PASSIVITA' CORRENTI

22. PASSIVITA' FINANZIARIE CORRENTI

I Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie sono pari a 44.993 migliaia di euro e includono principalmente le quote a breve termine dei finanziamenti in Project Financing relative agli impianti di: i) Eolica PM S.r.l. per 2.566 migliaia di euro; ii) Fri-El Campidano S.r.l. per 8.367 migliaia di euro; iii) Krupen per 961 migliaia di euro; iv) Green Energy Sardegna S.r.l. per 1.581 migliaia di euro; v) Fri-El Albareto S.r.l. per 1.071 migliaia di euro; vi) Comiolica S.L. per un importo complessivo di 2.235 migliaia; vii) Fri-El Grottole S.r.l. per un importo complessivo di 7.567 migliaia di euro. Inoltre, la voce include la quota corrente del finanziamento corporate con Bankinter ottenuto da Alerion Clean Power S.p.A. e pari a 812 migliaia di euro, la quota corrente del finanziamento con Mediocredito ottenuto da Alerion Clean Power S.p.A. pari a 814 migliaia di euro ed i debiti per linee di credito utilizzate da Alerion Clean Power S.p.A. e pari a 19.018 migliaia di euro.

Il Debito verso obbligazionisti al 31 dicembre 2021 pari a 938 migliaia di euro si riferisce al valore degli interessi relativi al nuovo prestito obbligazionario 2021-2027 maturati dal momento dell'emissione in data 3 novembre 2021 ed in via residua la agli interessi sul prestito obbligazionario 2019-2025. La variazione intervenuta rispetto al precedente esercizio fa riferimento al pagamento della cedola degli interessi maturati del prestito obbligazionario 2018-2024 al momento del rimborso.

I Debiti e passività finanziarie per lease, pari a 6.521 migliaia di euro, si riferiscono al valore attuale della quota scadente entro 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile previsto dal principio IFRS 16. Tali debiti includono per euro 5.307 migliaia i debiti relativi al contratto di leasing finanziario per l'impianto di Regalbuto.

23. DEBITI COMMERCIALI CORRENTI

I Debiti commerciali ammontano a 14.175 migliaia di euro (8.313 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono a debiti verso fornitori. Non producono interessi e sono normalmente regolati a 60 giorni. L'incremento della voce è effetto dell'incremento dei debiti commerciali verso fornitori terzi.

24. DEBITI TRIBUTARI

I Debiti tributari ammontano a 8.670 migliaia di euro (4.559 migliaia di euro al 31 dicembre 2020) e si riferiscono principalmente a debiti per imposte correnti per IRES.

25. DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA' CORRENTI

La voce Altri debiti comprende principalmente:

• debiti per convenzioni comunali per 2.843 migliaia di euro (1.861 al 31 dicembre 2020); 

• risconti passivi rilevati in capo alle controllate Eolo S.r.l. e WPS S.r.l. in relazione alla quota parte riconosciuta a titolo di contributo in conto capitale ex-lege 488/92 "Agevolazione attività produttive", di competenza di esercizi successivi per 420 migliaia di euro.

Gli "Altri debiti" sono infruttiferi e sono regolati in media ogni 12 mesi.

Per i termini e le condizioni relative alle parti correlate si veda la nota "Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 31 dicembre 2021".

26. INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE DELLE ATTIVITA' IN FUNZIONAMENTO

Per i commenti alle singole voci si rimanda alle relative note sopra indicate.

CONTO ECONOMICO

27. RICAVI OPERATIVI

I Ricavi operativi dell'esercizio 2021 ammontano complessivamente a 148.552 migliaia di euro (100.625 migliaia di euro nel 2020) in crescita del 47,6% rispetto al precedente esercizio, grazie alla variazione in aumento dei prezzi medi di vendita intercorsa nell'esercizio e all'incremento del valore unitario dell'incentivo in Italia (da 99,1 a 109,4 euro per MWh) il dettaglio dei ricavi operativi per l'esercizio 2021 è così composto: 

• ricavi per vendita di energia elettrica per 78.482 migliaia di euro (37.236 migliaia di euro nel 2020). 

• ricavi da tariffa incentivante per 70.070 migliaia di euro (63.389 migliaia di euro nel 2020).

Prezzo medio di cessione

Si segnala che nel corso del 2021 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" è stato pari a 230,4 euro per MWh, rispetto a 135,8 euro per MWh del 2020. In particolare: 

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica relativo agli impianti che beneficiano ancora del regime incentivato nel 2021 è stato pari a 121,0 euro per MWh, rispetto a 36,7 euro per MWh del 2020; 

• il prezzo medio degli incentivi del 2021 è stato pari a 109,4 euro per MWh (99,1 euro per MWh nel 2020);

• i parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.

Il prezzo medio di vendita nel 2021 per l'impianto di Krupen in Bulgaria è stato pari a circa 99,5  euro per MWh. In particolare, in Bulgaria il sistema di incentivazione che prima era di tipo fisso, da giugno 2019 è diventato variabile: l'energia elettrica prodotta viene venduta sul libero mercato attraverso dei trader al miglior prezzo di negoziazione e successivamente l'Autorità riconosce per ogni MWh prodotto un premio aggiuntivo, che viene determinato annualmente al 30 giugno.

28. ALTRI RICAVI E PROVENTI DIVERSI

Gli Altri Ricavi e proventi diversi del 2021 sono pari a 5.172 migliaia di euro (8.724 migliaia di euro nel 2020) e si riferiscono principalmente a:

• cessione di certificati di origine (GO) nei confronti di società terze per 426 migliaia di euro (448 migliaia di euro nel 2020);

• consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società le cui partecipazioni sono valutate con il metodo del Patrimonio Netto per 919 migliaia di euro (730 migliaia di euro nel 2020);

• rilevazione degli effetti della diversa valutazione adottata per la contabilizzazione dei fondi rischi a fronte dei futuri costi di smantellamento degli impianti operativi, sulla base di perizie tecniche redatte da esperti del settore, che ha comportato l'iscrizione di un provento per un ammontare complessivo pari a 2,8 milioni di euro (non presenti nel 2020);

• indennizzi assicurativi per mancata produzione per 861 migliaia di euro, che sono riconosciuti a conto economico al momento in cui è accertato l'atto di liquidazione (1.789 migliaia di euro nel 2020);

• contributi ex-lege 488/92 e al contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella, Agrigento, Campidano, Ricigliano, Grottole e Anglona per complessivi 1.291 migliaia di euro (1.292 migliaia di euro nel 2020).

29. COSTI OPERATIVI

I costi operativi 2021 sono in aumento rispetto all'esercizio precedente per complessivamente 3.152 migliaia di euro, in particolare riflettono le variazioni in aumento delle voci "Consulenze" per 1.818 migliaia di euro e "Royalties e Locazioni" per 1.206 migliaia di euro.

La voce CdA e costi societari nel 2021 ammonta a 1.859 migliaia di euro, in incremento rispetto al costo rilevato nel 2020, pari a 1.659 migliaia di euro.

La voce Consulenze e collaborazioni è pari a 5.360 migliaia di euro, in aumento rispetto all'anno precedente per 1.818 migliaia di euro. La variazione è riconducibile principalmente ai costi accessori relativi al mancato aumento di capitale in quanto il Consiglio di Amministrazione ha deliberato di non esercitare la delega ad aumentare il capitale sociale con esclusione del diritto di opzione conferita dall'Assemblea straordinaria degli azionisti in data 26 marzo 2021. 

I Costi di manutenzione pari a 14.659 migliaia di euro sono in lieve diminuzione rispetto a quanto rilevato nel 2020 (15.157 migliaia di euro nel 2020) e comprendono i costi di manutenzione ordinaria e straordinaria degli impianti operativi attualmente presenti nel perimetro consolidato del Gruppo. 

La tabella seguente riporta il dettaglio del costo del personale.