ORGANI SOCIETARI

STRUTTURA DEL GRUPPO ALERION 

LOCALIZZAZIONE IMPIANTI OPERATIVI 

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DELL'ESERCIZIO

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

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 annuale

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) è riportato anche in quanto rilevante ai fini della determinazione dei parametri finanziari come previsto nel regolamento de tre prestiti obbligazionari emessi dal Gruppo rispettivamente il 19 dicembre 2019, il 3 novembre 2021 ed il 17 maggio 2022, 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.

ALERION CLEAN POWER IN BORSA

SINTESI DEI RISULTATI

ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO DEL GRUPPO

Con la Deliberazione 27/2023/R/efr del 31 gennaio 2023 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2023 (FIP 2023), il valore medio annuo registrato nel 2022 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 298,05 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2023, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente sarà nullo. 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 2021, 2022 e 2023:

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", il "prestito obbligazionario 2021-2027" emesso nel corso 2021 e il "prestito obbligazionario 2022-2028" emesso nel corso dell'ultimo esercizio, tutti classificati come "Green Bond". Si segnala che alla data del 31 dicembre 2022 i covenant risultavano rispettati.

CRITERI DI REDAZIONE DEGLI SCHEMI RICLASSIFICATI 

Prospetto di raccordo tra il risultato dell'esercizio ed il patrimonio netto di gruppo con gli analoghi valori della Capogruppo al 31 dicembre 2022:  

Si indica di seguito un commento sulle principali voci di Conto Economico e Stato Patrimoniale di Alerion Clean Power S.p.A..

I Proventi netti da partecipazioni del 2022 sono pari a 92,5 milioni di euro (78,3 milioni di euro nel 2021) e sono composti principalmente da dividendi deliberati dalle società controllate nel 2022, pari a circa 81 milioni di euro, nonché interessi attivi netti maturati nel corso dell'anno verso le società partecipate, pari a circa 11,5 milioni di euro. 

Gli Altri Ricavi del 2022 sono pari a 20,7 milioni di euro (4 milioni di euro nel 2021) e sono principalmente rappresentati da prestazioni di servizi verso le società controllate. La variazione rispetto all'esercizio precedente è riconducibile principalmente ad alcune prestazioni svolte ad hoc da Alerion in qualità di corporate office per le controllate come ad esempio il riaddebito dei proventi e degli oneri scaturiti nel 2022 dai contatti derivati sottoscritti dalla Capogruppo a garanzia del prezzo di vendita dell'energia prodotta e venduta in rete dalle suddette controllate.

Il Risultato Operativo 2022 è positivo per 105,1 milioni di euro (72,9 milioni di euro nel 2021), dopo costi operativi pari a circa 7,8 milioni di euro (9,4 milioni di euro nel 2021). 

Il Risultato Netto 2022 è positivo per circa 94,4 milioni di euro, in forte crescita rispetto allo scorso esercizio di circa 83,4 milioni di euro. Il Risultato Netto include oneri finanziari netti per 4,5 milioni di euro, la forte diminuzione, rispetto ai 79,4 milioni di euro del 2021, è riconducibile 

i) ai maggiori proventi finanziari dovuti alla remunerazione degli impieghi di liquidità in contratti di time deposit e in strumenti obbligazionari ii) ai proventi realizzati per 8,4 milioni di euro nel corso dell'esercizio in seguito alla chiusura anticipata delle posizioni a scadenza dei contratti derivati Commodity Swap, sottoscritti dalla Società nel corso del 2022, iii) ai minori oneri da strumenti derivati su commodities regolati nel corso dell'esercizio iv) al netto dei maggiori interessi su prestiti obbligazionari a seguito della sottoscrizione del nuovo prestito obbligazionario 2022-2028. Si evidenzia inoltre l'effetto positivo dal rilascio del fondo rischi iscritto nel 2021 a seguito della valutazione del contratto derivato Energy Swap per 15.760 migliaia di euro, rilevato 2022 a riduzione degli oneri finanziari da strumenti derivati.

Le Immobilizzazioni al 31 dicembre 2022 ammontano a 357,2 milioni di euro, con una variazione in aumento di 13,7 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021. L'incremento netto è dovuto principalmente alla variazione delle immobilizzazioni finanziarie per effetto delle attività di sviluppo in Romania, finanziate tramite la controllata Alerion Clean Power RO S.r.l..

La voce "Altre attività e passività non finanziarie" al 31 dicembre 2022 ammonta ad un saldo netto pari a -1,2 milioni di euro, (26,4 milioni al 31 dicembre 2021) e si riferisce in particolare:

Il Patrimonio Netto della Società al 31 dicembre 2022 è pari a 286,7 milioni di euro, in aumento rispetto ai 218,7 milioni di euro al 31 dicembre 2021 principalmente per l'effetto combinato del risultato netto dell'esercizio positivo per 94,4 milioni di euro, dalla distribuzione del dividendo per 24,2 milioni di euro al netto degli acquisti di azioni proprie per 2,2 milioni di euro.

L'Indebitamento finanziario contabile al 31 dicembre 2022 risulta negativo per 69,3 in miglioramento di 81,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021.

Le Attività finanziarie al 31 dicembre 2022 ammontano a 342,2 milioni di euro con una variazione in aumento di 102,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021 e includono principalmente: i) crediti finanziari infragruppo non correnti per 236,1 milioni di euro (211,7 milioni di euro al 31 dicembre 2021), ii) crediti finanziari infragruppo correnti per 33,1 milioni di euro (27,6 milioni di euro al 31 dicembre 2021).

Le Passività finanziarie al 31 dicembre 2022 ammontano a 507,9 milioni di euro (al 31 dicembre 2021 erano 438,6 milioni di euro), in aumento di 69,3 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2021, ed includono principalmente: i) debiti non correnti verso obbligazionisti e altri finanziatori per 501,6 milioni di euro (400,2 milioni di euro al 31 dicembre 2021), ii) debiti correnti verso obbligazionisti e altri finanziatori per 5,2 milioni di euro (37,4 milioni di euro al 31 dicembre 2021), iii) debiti finanziari verso società controllate per un 1,1 milioni di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2021).

QUADRO NORMATIVO DI RIFERIMENTO

Tariffa incentivante (FIP) ex "certificati verdi" 

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.

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.

Misure per contrastare il "caro energia" 

Nel corso del 2022, il Governo italiano ha varato una serie di misure volte al contenimento dei prezzi dell'energia elettrica che ha comportato i) una riduzione dei ricavi e ii) un incremento del carico fiscale sulle società del settore:

Contributo di compensazione "a due vie" - DL 4/2022

Con la pubblicazione della Legge 25 del 28 marzo 2022, che converte in legge il Decreto-legge n. 4 del 27 gennaio 2022, viene previsto che a partire dal 1° febbraio 2022 e fino al 31 dicembre 2022, sull'energia elettrica prodotta da impianti di potenza superiore a 20 kW alimentati da fonte solare, idroelettrica, geotermica ed eolica che non accedono a meccanismi di incentivazione, entrati in esercizio prima del 1° gennaio 2010, sia applicato un meccanismo di compensazione a due vie sul prezzo dell'energia. Tale meccanismo è pari alla differenza tra il prezzo di riferimento della relativa zona di mercato e un prezzo di mercato pari al prezzo zonale orario di mercato dell'energia elettrica, ovvero, per i contratti di fornitura stipulati prima del 27 gennaio 2022 non esclusi dall'ambito di applicazione, il prezzo indicato nei contratti medesimi.

Contributo "Extraprofitti" - DL 21/2022

Tramite il Decreto-legge n. 21 del 2022 e la relativa modifica del Decreto-legge n. 50 del 2022, è prevista per ogni società di un gruppo industriale attivo nel settore energetico una tassazione aggiuntiva dei profitti basata sull'incremento del saldo tra le operazioni attive e le operazioni passive del periodo dal 1° ottobre 2021 al 30 aprile 2022, rispetto al saldo dell'analogo periodo precedente. Il valore dell'aliquota applicata, inizialmente del 10%, è stato incrementato al 25% e si applica qualora il suddetto incremento sia superiore a 5.000.000 euro. Il contributo non è dovuto se l'incremento è inferiore al 10%. 

Meccanismo di compensazione "a una via" o "Price cap" - L. 197/2022

I commi 30-38 dell'art. 1 della Legge 127 del 29 dicembre 2022 prevede che, in attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854 del Consiglio del 6 ottobre 2022, a decorrere dal 1° dicembre 2022 e fino al 30 giugno 2023, sia applicato un tetto sui ricavi di mercato ottenuti dalla produzione dell'energia elettrica attraverso un meccanismo di compensazione a una via. Viene previsto che il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) prelevi dai produttori la differenza tra il prezzo di riferimento prestabilito pari a 180 euro per MW/h e il prezzo di mercato pari alla media mensile del prezzo zonale orario di mercato, calcolata quale media ponderata per gli impianti non programmabili sulla base del profilo di produzione del singolo impianto.

Contributo di solidarietà temporaneo - L. 197/2022

Introdotto con l'articolo 1 comma 115 della Legge 127 del 29 dicembre 2022, il contributo è determinato applicando un'aliquota pari al 50 per cento sulla quota del reddito complessivo conseguito nel periodo d'imposta antecedente al 1° gennaio 2023, determinato ai fini IRES, che eccede, per almeno il 10 per cento, la media dei redditi complessivi conseguiti nei quattro periodi d'imposta precedenti. In ogni caso, è dovuto fino a ad una quota pari al 25 per cento del valore del patrimonio netto alla data di chiusura dell'esercizio antecedente a quello in corso al 1° gennaio 2022. Il pagamento del contributo di solidarietà temporaneo è previsto per il 30 giugno 2023.

Quadro normativo Spagna

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.

Quadro normativo - Romania

Considerando i recenti incrementi dei prezzi dell'elettricità e del gas a livello internazionale, il Governo Rumeno ha deciso di mettere in atto un meccanismo di compensazione in modo che gli attuali prezzi dell'elettricità e del gas naturale per il consumo domestico non aggravino il livello di povertà energetica.

In data 29 ottobre 2021 il Governo rumeno aveva approvato la Legge 259/2021 che aveva introdotto un'extra imposta a un'aliquota dell'80% per il periodo 1° novembre 2021 - 31 marzo 2022, imposta sui "ricavi aggiuntivi" generati dai produttori di Aspetti normativi e tariffari 135 energia elettrica (comprese le unità di produzione rinnovabile ma escluse le unità di produzione termica) come risultato della differenza tra il prezzo medio mensile di vendita dell'energia elettrica e 450 RON/MWh (circa 91 €/MWh). 

A seguito del precedente meccanismo, il Governo ha pubblicato una nuova Ordinanza Governativa di Emergenza la nr. 27/2022 che è stata attivata il 22 marzo 2022, con l'obiettivo di prolungare l'imposizione della cosiddetta "windfall tax" per il periodo 1° aprile 2022 - 31 marzo 2023 ma includendo comunque qualche miglioramento positivo sulle regole. L'imposta dell'80% sarà ora applicata sugli utili piuttosto che sui ricavi, per le vendite superiori a 450 RON/MWh (91 €/MWh), riducendo così l'onere per i generatori. La nuova imposta non riguarda le unità produttive commissionate dopo l'entrata in vigore della nuova legge.

PRINCIPALI RISCHI E INCERTEZZE 

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.

La produzione di energia da fonti eoliche e solari è contenuta all'interno della Tassonomia Europea come settore che contribuisce attivamente alla "Climate mitigation", contribuendo, ai fini della decarbonizzazione, all'obiettivo nazionale vincolante al 2030 di riduzione del 33%+ le emissioni di CO2 nei settori non ETS, rispetto a quelle del 2005.

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, in data 3 novembre 2021 e successivamente in data 17 maggio 2022 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 attraverso emissioni di prestiti obbligazionari che  soddisfino i criteri previsti dal "Green Bond Framework" adottato dalla Società. 

Il regolamento delle diverse emissioni obbligazionarie del Gruppo ed i contratti di finanziamento, 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 2022 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 2022 risulta rispettato.

"Prestito Obbligazionario 2022 -2028"

Con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2022 -2028" 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 2022. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2022 risulta rispettato.

Project Financing

Con riferimento ai finanziamenti da Project Financing si rimanda alla nota 18 "PASSIVITA' FINANZIARIE NON CORRENTI" in cui è presentato il dettaglio dei parametri finanziari da rispettare al 31 dicembre 2022 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 opera erano pari ad Euro 15,6 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, Ricigliano, Enermac e Naonis godono di una tariffa incentivante e, per i dodici mesi conclusi al 31 dicembre 2022, il 11% dei ricavi operativi del Gruppo nel 2022 è riconducibile ai programmi di incentivazione nazionale (il rapporto era invece pari a 47% nel 2021), la forte variazione è riconducibile all'aumento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica verificatasi negli ultimi 2 anni. 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 aumentato 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 3 "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 2022 ha visto perdurare l'emergenza di sanità pubblica di rilevanza internazionale Covid-19: in tale contesto la società ha continuato a mettere in atto tutte le azioni ritenute necessarie a garantire la continuità operativa dei propri assets in condizioni di sicurezza. 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 della Società nel corso del 2022. È rimasta inoltre costante l'attività di monitoraggio degli impatti che tale stato di emergenza ha avuto sulle variabili economiche e di business al fine di consentire una 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. 

EVENTI SOCIETARI

Si rimanda a quanto descritto nel paragrafo "Fatti di Rilievo avvenuti nel corso dell'esercizio".

OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE E INFRAGRUPPO

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL'ESERCIZIO E PREVEDIBILE EVOLUZIONE DELLA GESTIONE 

ALTRE INFORMAZIONI

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA 

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA CONSOLIDATA

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO Periodo di 12 mesi chiuso al 31 dicembre 2022

CRITERI DI REDAZIONE E NOTE ESPLICATIVE