Gruppo GAS PLUS. Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014

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1 Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 Sede legale MILANO Viale Enrico Forlanini, 17 Capitale Sociale: (interamente versato) R.I R.E.A Codice fiscale e Partita IVA agosto 2014

2 INDICE Struttura del Gruppo 3 Organi sociali 4 Dati di sintesi 5 Relazione intermedia sulla gestione consolidata al 30 giugno Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno Prospetti contabili 29 Note esplicative 34 Attestazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato 52

3 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 STRUTTURA DEL GRUPPO 3

4 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 ORGANI SOCIALI CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (1) Sig. Davide Usberti Presidente e Consigliere Delegato Amministratore esecutivo Dott. Claudio Raimondi Vicepresidente Amministratore indipendente (*)(***) Dott. Nicola Biase Consigliere Amministratore indipendente Dott. Leonardo Dabrassi (****) Consigliere Dott. Giovanni Dell Orto Consigliere Dott. Lino Gilioli (**)(***) Consigliere Amministratore indipendente Avv. Roberto Pistorelli Consigliere COLLEGIO SINDACALE (1) Prof. Lorenzo Pozza Presidente Dott. Stefano Cominetti Sindaco Effettivo Dott. Giuseppe Leoni Sindaco Effettivo Dott. Marco Manzoli Sindaco Supplente Prof. Massimiliano Carlo Nova Sindaco Supplente SOCIETÀ DI REVISIONE (2) Reconta Ernst & Young S.p.A. (*) Nominato Vice Presidente e Lead Indipendent Director dal Consiglio di Amministrazione del 14 novembre (**) Nominato dall Assemblea Ordinaria del 30 Aprile (***) Membro del Comitato per la Remunerazione e del Comitato Controllo e Rischi. (****) Nominato dall Assemblea Ordinaria del 30 aprile 2013 in conseguenza delle dimissioni presentate dal Consigliere dott. Gianemilio Osculati con efficacia dal (1) Nominato dall Assemblea Ordinaria del e con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al (2) Nominata dall Assemblea Ordinaria del per un periodo di 6 anni, periodo prorogato a 9 anni dall Assemblea ordinaria del 3 maggio 2007 e, quindi, con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al

5 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 DATI DI SINTESI Principali indicatori di mercato 30 giugno giugno 2013 var.% II Q 2014 II Q 2013 var. % Prezzo medio Brent dated ($/bbl) (1) 108,99 107,39 1,5% 109,75 102,46 7,1% Cambio medio EUR/USD (2) 1,370 1,313 4,3% 1,371 1,306 5,0% Prezzo medio gas - TTF ( /Mwh) (1) 21,65 27,72 (21,9%) 18,99 27,16 (30,1%) Euribor - a tre mesi (%), media del periodo 0,297 0,209 42,1% 0,299 0,207 44,4% Principali dati operativi del Gruppo 30 giugno giugno 2013 var.% II Q 2014 II Q 2013 var. % Produzione di idrocarburi (Msmce) 92,8 116,5 (20,3%) 44,7 56,4 (20,6%) Vendite di idrocarburi (MSmce) 174,2 244,1 (28,6%) 44,5 59,1 (24,7%) Volumi di gas distribuito (MSmc) 91,9 115,0 (20,1%) 23,5 28,6 (17,7%) Numero dipendenti a fine periodo (0,9%) Dati di Conto Economico (IAS / IFRS) 30 giugno giugno 2013 var.% II Q 2014 II Q 2013 var. % Ricavi da vendite (31,1%) (26,7%) Costi Operativi (26,1%) (11,5%) EBITDA (42,0%) (46,4%) % sui ricavi di vendita 26,39% 31,38% 31,85% 43,54% EBIT (53,6%) (69,0%) Risultato operativo (54,2%) (70,4%) % sui ricavi di vendita 14,09% 21,22% 9,94% 24,59% Risultato prima delle imposte (65,8%) (600) (116,3%) Risultato netto (48,4%) (61,4%) Dati di Stato Patrimoniale (IAS / IFRS) 30 giugno giugno 2013 Investimenti in immobilizzazioni di cui investimenti in esplorazione Capitale circolante netto Capitale investito netto (A) + (B) Indebitamento netto (A) Patrimonio netto (compresa quota terzi) (B) Indici patrimoniali ed economici 30 giugno giugno 2013 ROI (3) 6,97% 13,02% ROE (4) 3,62% 7,20% Utile (perdita) per azione 0,10 0,20 PFN / EBITDA (5) 1,61 1,27 Indebitamento netto (A) / Patrimonio netto (B) 0,34 0,44 Gearing (A/A+B) 25% 30% (1) fonte: Reuters (2) fonte: BCE (3) = Risultato operativo annualizzato / capitale investito netto medio. (4) = Risultato annualizzato / patrimonio netto medio. (5) = Posizione finanziaria netta / EBITDA annualizzato. NOTA METODOLOGICA: I costi operativi sono stati determinati come somma dei costi per materie prime e materiali di consumo, costi per servizi, costo del personale e quota del risultato delle società collegate. EBITDA è stato determinato come somma del risultato operativo, ammortamenti e oneri/proventi diversi. EBIT è stato determinato come somma del risultato operativo e oneri/proventi diversi. L Utile per azione è stato determinato in conformità alle previsione dello IAS 33. L indebitamento finanziario netto (posizione finanziaria netta) è stato determinato sulla base delle indicazioni della comunicazione Consob n. DEM/ del 28 luglio L EBITDA, l EBIT e l indebitamento finanziario netto (posizione finanziaria netta), come sopra definiti, sono misure utilizzate dalla Direzione del Gruppo per monitorare e valutare l andamento operativo dello stesso e non sono identificate come misura contabile nell ambito degli IFRS; pertanto, non devono essere considerate una misura alternativa per la valutazione dell andamento del risultato, della situazione patrimoniale e finanziaria e dei flussi di cassa del Gruppo. Poiché la composizione di tali misure non è regolamentata dai principi contabili di riferimento, il criterio di determinazione applicato dal Gruppo potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri e pertanto potrebbe non essere comparabile. 5

6 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE CONSOLIDATA AL 30 GIUGNO 2014 Highlights Prima di commentare l andamento del semestre desideriamo soffermarci, a seguito della pubblicazione in data 15 Aprile 2014 del Rapporto della Commissione Ichese istituita dal Dipartimento della Protezione Civile, sull esito degli approfondimenti condotti in materia di ipotetica correlazione tra attività estrattiva, con particolare riferimento alla concessione di coltivazione di idrocarburi ubicata a Mirandola (Modena) di cui è titolare la nostra controllata Società Padana Energia, ed i fenomeni sismici del Maggio 2012 che hanno interessato l area in questione. Come ampiamente reso noto dal Gruppo, l eventuale esistenza di un nesso tra la locale attività estrattiva e il sisma aveva portato Società Padana Energia ad aderire, pur senza prestare alcuna acquiescenza alle conclusioni raggiunte - ancorché in via ipotetica - dalla Commissione Ichese, all Accordo di Collaborazione definito in data 17 Aprile 2014 con il Ministero dello Sviluppo Economico e la Regione Emilia-Romagna, con il patrocinio dell associazione di settore Assomineraria. L Accordo aveva l obiettivo di sviluppare, in un periodo di 90 giorni, gli approfondimenti prospettati da tali Enti, subordinando nel contempo la produzione del sito a tali studi e monitoraggi, più analiticamente individuati nel contestuale Protocollo Operativo del cosiddetto Laboratorio Cavone. Un ulteriore effetto generato dalle valutazioni contenute nel Rapporto Ichese è stato l adozione in via contingente in data 23 Aprile 2014 da parte della Giunta della Regione Emilia Romagna di una delibera di sospensione a livello regionale degli iter autorizzativi di progetti di attività estrattive di idrocarburi e di stoccaggio di gas naturale, in attesa degli esiti degli approfondimenti connessi al Laboratorio Cavone e dello studio di nuove Linee Guida in materia di monitoraggio delle attività. Come già comunicato il giorno successivo al mercato l atto conclusivo dell Accordo di Collaborazione sottoscritto in data 23 Luglio 2014, preceduto come previsto dalla validazione di talune attività da parte dell ente terzo INGV (Istituto Nazionale di Geofisica e Vulcanologia), oltre ad avere considerato conclusi in modo pienamente esaustivo e positivo i lavori in programma ha attestato altresì che non vi sono ragioni fisiche per ritenere che le attività di produzione e reiniezione sul campo di Cavone abbiano innescato la sequenza sismica del Maggio Con il medesimo documento è stata altresì concordata, in virtù delle attività preliminari già effettuate, l applicazione delle già citate Linee Guida a Cavone. A seguito di tale esito desideriamo quindi formulare alcune brevi considerazioni. Innanzitutto vogliamo esprimere un plauso a tutte le strutture del Gruppo coinvolte per l elevatissimo impegno e livello qualitativo dell attività effettuata, congiuntamente all associazione di settore Assomineraria, alla quale va il nostro ringraziamento. 6

7 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 In secondo luogo, pur essendo stati convinti sin dall inizio dell inesistenza di tale nesso e pur avendolo espresso, anche con l ausilio di elementi documentali, nel corso dell unica audizione in cui alle parti interessate è stato concretamente concesso di essere sentite dalla Commissione Ichese in merito alle indagini che la stessa stava completando, è indubbio che tale vicenda prima del suo esito finale abbia generato per il Gruppo evidenti penalizzazioni a livello sia economico (e in termini di costi e mancati ricavi e in termini di rallentamento di vari progetti) che di immagine. Crediamo tuttavia che con tale esito il Gruppo esca rafforzato nelle sue capacità, nella sua immagine tecnologica e nella sua credibilità ed auspichiamo quindi che sia in Emilia-Romagna, con lo sblocco dei progetti sospesi, sia in tutto il Paese lo sviluppo delle attività di Esplorazione e Produzione possa riprendere con serie verifiche tecniche ed ambientali ma anche con adeguata consapevolezza della sua importanza. E indubbio infatti che tale contesto sino all esito dell Accordo di Collaborazione sopra descritto ha generato oltre ad un blocco di carattere legale dei nuovi iter autorizzativi in Emilia-Romagna anche un generalizzato rallentamento nei relativi iter a livello nazionale. I risultati economici del primo semestre riflettono pertanto il difficile contesto in cui ha operato il Gruppo Gas Plus, influenzato sia dalla situazione testé descritta, che ha rallentato i tempi di messa in produzione di vari progetti E&P, sia dalle dinamiche di mercato comuni a molte aziende operanti sull intera filiera energetica. L andamento climatico particolarmente mite dell ultimo inverno, con temperature superiori alla media trentennale, e la conseguente situazione di sovrabbondanza di gas hanno infatti ridotto sia i prezzi a breve sia i volumi venduti su tutte le aree di business del downstream, volumi, tra l altro, già penalizzati dalla debolezza della domanda interna. I prezzi del gas, in particolare, sono scesi ai valori minimi degli ultimi quattro anni. Pur mantenendosi su livelli decisamente superiori anche i prezzi del petrolio hanno evidenziato segnali di deprezzamento. Nell ambito dell attività di vendita all ingrosso, a questi fattori si sono aggiunte, a decorrere dall ottobre 2013, le nuove modalità di valorizzazione della componente materia prima che stanno determinando una fase, sia pur limitata, di marginalità negativa e richiedendo una profonda modifica della politica commerciale (che dovrà pertanto essere maggiormente focalizzata sulla crescita dei volumi per compensare i più contenuti margini unitari). Nell ambito della principale Business Unit del Gruppo (B.U. Exploration & Production) i volumi estratti di idrocarburi come già esposto hanno continuato a risentire, oltre del mancato apporto di una concessione non operata dal Gruppo avente un incidenza superiore al 10% della sua produzione complessiva per i prolungati tempi di riparazione di una condotta di trasporto, di cui è titolare un soggetto terzo, della dilatazione dei tempi di completamento degli iter autorizzativi dei nuovi progetti. In particolare l impossibilità di avviare in tempi ristretti le produzioni addizionali previste dai progetti di sviluppo, per effetto della situazione concernente gli iter autorizzativi delle nuove attività in Emilia Romagna a seguito del 7

8 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 sisma del Maggio 2012, non ha consentito di compensare il fisiologico declino produttivo dei campi più maturi e di far fronte ai temporanei cali di alcuni siti produttivi. Considerate le potenzialità della B.U., espresse dal rapporto tra gli attuali volumi produttivi e la consistenza delle riserve di idrocarburi, la conseguente flessione dei relativi risultati economici è però da considerarsi temporanea e comunque attribuibile a fenomeni tipici del settore (prezzi meno favorevoli del petrolio e del gas e sfasamenti temporali tra il calo delle produzioni nei giacimenti maturi e l entrata in produzione dei nuovi progetti). In ambito internazionale, sono invece regolarmente proseguite le attività preliminari della partnership con ExxonMobil ed OMV-Petrom per l attività di esplorazione, in acque profonde, nella zona rumena del Mar Nero. In chiusura del semestre e in controtendenza rispetto ai più recenti avvenimenti le attività relative allo stoccaggio, tuttora in fase di start-up, hanno invece evidenziato importanti progressi sotto il profilo degli iter autorizzativi con il rilascio dei provvedimenti di compatibilità ambientale (VIA) per i progetti San Benedetto e Poggiofiorito. Pur risentendo a sua volta di una riduzione dei ricavi per effetto del nuovo metodo tariffario, la Business Unit Network & Transportation ha continuato a fornire un positivo contributo ai risultati economici del Gruppo. L insieme di questi fattori renderanno certamente ancora impegnativi anche i prossimi trimestri dell esercizio ma l auspicabile superamento dell attuale fase di rallentamento degli iter autorizzativi consentirà al Gruppo di affrontare con maggiore efficacia le complesse dinamiche del mercato e di riportarsi, nei successivi esercizi, a migliori condizioni di redditività e di crescita. In questo contesto il Gruppo Gas Plus ha comunque ulteriormente rafforzato la propria struttura patrimoniale e finanziaria, confermando il forte miglioramento della posizione finanziaria netta, pari a 69,4 milioni di euro alla fine del semestre (98,6 milioni di euro a fine 2013) e l ulteriore riduzione dell indebitamento netto di quasi 30 milioni di euro rispetto al valore del precedente esercizio. Al termine del semestre il Gruppo, utilizzando la liquidità disponibile, ha inoltre effettuato un rimborso anticipato, per l importo di 10 milioni di euro, del finanziamento a medio lungo termine. I flussi di cassa derivanti dalle attività operative e dalla progressiva riduzione del capitale circolante, non potendo essere subito utilizzati per la realizzazione degli investimenti a causa dei persistenti rallentamenti negli iter autorizzativi, sono stati pertanto destinati alla riduzione dell indebitamento con l obiettivo di un ulteriore contenimento degli oneri finanziari. Gli investimenti del semestre sono stati pari a circa 4,1 milioni di euro (2,6 milioni di euro nel corrispondente periodo dell esercizio precedente) e la ridotta entità, come già evidenziato, è tuttora dovuta alla dilatazione dei tempi degli iter autorizzativi di alcuni progetti della B.U. E&P. Si riporta qui di seguito il trend delle quotazioni del Brent, espresso in dollari ed euro al barile, e del gas naturale (TTF espresso in /MWh). 8

9 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 Grafico 1 Trend Prezzo del Brent (USD) Dec Jan Feb Mar Apr May Jun $/Bbl - 1H 2014 $/Bbl - 1H 2013 Grafico 2 Trend Prezzo del Brent (EUR) Dec Jan Feb Mar Apr May Jun /Bbl - 1H 2014 /Bbl - 1H 2013 Grafico 3 Trend Prezzo del gas naturale Spot TTF (Borsa del Gas Olandese) Dec Jan Feb Mar Apr May Jun /MWh - 1H 2014 /MWh - 1H

10 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 Il titolo Gas Plus ha chiuso il primo semestre 2014 con una quotazione in flessione rispetto al valore al termine precedente esercizio. La quotazione del prezzo dell azione in Borsa non ha seguito la crescita del mercato soprattutto a causa della limitata liquidità del titolo e del conseguente comportamento degli investitori istituzionali. Di seguito si riporta l andamento del titolo Gas Plus dell ultimo periodo comparato con l indice FTSE Mib Grafico 4 Trend Borsistico (1 Gennaio 2014 ad oggi) 5, , ,6 4, ,2 4 Dec Jan Feb Mar Apr May Jun Gas Plus FTSE Mib Diamo di seguito alcuni commenti sull andamento delle singole business unit. Business unit Exploration & Production Nella tabella sotto riportata, al fine di consentire una corretta comparazione dei dati, sono evidenziati separatamente i dati delle società costituenti le attività italiane della B.U. E&P ossia Gas Plus Italiana (di seguito branch GPI) e Società Padana Energia (di seguito branch SPE). I principali dati delle società italiane facenti parte della Business Unit sono i seguenti: 10

11 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno /06/2014 2Q 2014 GPI SPE TOTALE GPI SPE TOTALE Produzione netta (MSmce) 58,8 30,1 88,9 28,0 14,8 42,8 di cui Italia 58,8 30,1 88,9 28,0 14,8 42,8 di cui Estero Ricavi (mln ) 19,0 10,2 29,2 8,8 4,5 13,3 di cui Italia 18,9 10,2 29,1 8,8 4,5 13,3 di cui Estero 0,1-0, EBITDA (mln ) 8,8 6,7 15,5 3,5 3,0 6,5 di cui Italia 9,6 6,7 16,3 3,8 3,0 6,8 di cui Estero (0,8) - (0,8) (0,3) - (0,3) Investimenti esplorativi (mln ) 1,4-1,4 0,4-0,4 di cui Italia 0,4-0,4 0,2-0,2 di cui Estero 1,0-1,0 0,2-0,2 Investimenti di sviluppo (mln ) 0,8 1,0 1,8 0,3 0,7 1,0 di cui Italia 0,1 1,0 1,1 0,0 0,7 0,7 di cui Estero 0,7-0,7 0,3-0,3 30/06/2013 2Q 2013 GPI SPE TOTALE GPI SPE TOTALE Produzione netta (MSmce) 78,7 33,4 112,1 37,1 16,9 54,1 di cui Italia 78,7 33,4 112,1 37,1 16,9 54,1 di cui Estero Ricavi (mln ) 27,9 11,2 39,1 14,6 5,4 20,0 di cui Italia 27,9 11,2 39,1 14,6 5,4 20,0 di cui Estero EBITDA (mln ) 17,0 7,4 24,4 8,3 4,1 12,4 di cui Italia 17,8 7,4 25,2 8,8 4,1 12,9 di cui Estero (0,8) - (0,8) (0,5) - (0,5) Investimenti esplorativi (mln ) 0,4-0,4 0,2-0,2 di cui Italia 0,4-0,4 0,3-0,3 di cui Estero (0,1) - (0,1) Investimenti di sviluppo (mln ) 0,4 0,8 1,2 0,2 0,4 0,6 di cui Italia 0,4 0,8 1,2 0,2 0,4 0,6 di cui Estero ITALIA Negli ultimi anni la B.U. ha visto, mediante una politica di acquisizioni e di investimenti legati alla gestione dinamica dei giacimenti, più che raddoppiare le proprie riserve. Pur mantenendo sostanzialmente inalterato il proprio patrimonio di riserve, la B.U. sta attualmente registrando un calo delle produzioni sia per il mancato contributo alla produzione della concessione di Garaguso, assommante da solo a circa il 10% della produzione totale sia per l impossibilità di avviare in tempi ristretti le produzioni addizionali previste dai progetti di sviluppo, per la già esposta situazione di blocco nella Regione Emilia Romagna ospitante le principali attività della B.U. in grado di compensare il 11

12 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 fisiologico declino produttivo dei campi più maturi, per effetto della situazione concernente gli iter autorizzativi delle nuove attività. Con specifico riferimento alla situazione sopradescritta relativamente alla concessione di Garaguso, nel corso del semestre, è stata attivata la procedura arbitrale nei confronti dell'operatore per far valere le responsabilità conseguenti al mancato ripristino della condotta dal pozzo alla centrale di trattamento (che ha reso inevitabile la sospensione della produzione) e il Collegio Arbitrale si è insediato in data 25 luglio Il primo semestre del 2014, così come l intero 2013, ha pertanto potuto contare solo sulle produzioni di campi maturi, in fisiologico declino e con più elevati costi di produzione. Risultati economici La B.U. ha conseguito un EBITDA di 15,5 milioni di euro rispetto ai 24,4 milioni di euro del corrispondente periodo precedente, in forte calo per effetto della riduzione della produzione e dei relativi prezzi di trasferimento. Gli effetti di tale fenomeno sono stati contenuti dal costante controllo dei costi operativi. Produzione La produzione lorda di gas, condensati e olio nel primo semestre 2014 è stata pari a 92,81 MSmce, di cui 62,2 MSmce relativi alla branch GPI e 30,5 MSmce relativi alla branch SPE. PRODUZIONE LORDA DI GAS (Msmc) PRODUZIONE LORDA DI OLIO E CONDENSATI (Msmceq) Differenza Differenza 1 Semestre 1 Semestre Semestre 1 Semestre GPI 82,0 61,6 (20,4) GPI 0,5 0,6 0,1 SPE 20,1 17,9 (2,2) SPE 13,9 12,6 (1,3) Totale 102,1 79,5 (22,6) Totale 14,4 13,2 (1,2) Nonostante le operazioni di ottimizzazione dei livelli produttivi dei campi operati dal Gruppo, alcuni dei quali in avanzata fase di depletion, non è stato possibile controbilanciare la riduzione della produzione. La produzione lorda di gas nel 1 semestre 2014 è stata infatti di 79,6 MSmc contro 102,1 MSmc del corrispondente semestre dell anno precedente. Tale riduzione è in particolare legata al perdurare dell interruzione della facility di produzione della concessione Garaguso. Inoltre nel periodo si sono riscontrate problematiche relative all andamento produttivo del campo di Colle Sciarra, alla diminuzione della produzione della concessione Recovato ed al mancato contributo di produzione del pozzo Metaponto 1 dir A, nella Concessione Il Salice (GPI 100%) per il quale sono in corso le analisi dei dati per verificare la possibilità di ripresa della produzione di gas. Anche la produzione di olio e condensati è risultata in calo nel 1 semestre 2014 rispetto al 1 semestre 2013 (13,2 MSmceq rispetto a 14,4 MSmceq) principalmente per le riduzione di produzione legate alla concessione Mirandola per le attività legate al già citato accordo del 17 aprile 2014, noto come Laboratorio Cavone. 12

13 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 Sviluppo Le attività di sviluppo fortemente influenzate dalla situazione di sospensione degli iter, come in precedenza descritte, sono state focalizzate alla conclusione delle attività di progettazione ed all esecuzione di test di produttività per futuri sviluppi. Alla fine del mese di maggio sono state eseguite le prove di produzione del campo di Tribiano, nella concessione Settala (MI). Lo scopo delle prove era la verifica della potenzialità produttiva del giacimento prima della messa in produzione. Il risultato è stato positivo. Per uno dei principali progetti di sviluppo è terminata l ingegneria esecutiva e, dopo la pubblicazione nel mese di luglio 2013 dei bandi di assegnazione dei contratti per l esecuzione dei lavori, sono state effettuate le relative gare. Sono proseguiti gli studi e le valutazioni dell andamento dei campi produttivi e della ripresa di attività di quelli minori non produttivi. Esplorazione Sono stati eseguiti studi geologici e geofisici sui principali giacimenti al fine di programmare interventi atti al miglioramento della produzione. Il 15 maggio è terminato il long production test, con l immissione del gas in rete, sul pozzo Masseria Morano 1 Dir nella concessione Policoro per verificare la produttività e l entità delle relative riserve. L analisi dei dati di produzione e di pressione ha confermato la depletion del giacimento e pertanto il pozzo è risultato essere non economicamente sfruttabile. Il 30 giugno sono iniziati i lavori civili per l approntamento della postazione di un pozzo esplorativo in provincia di Parma. Sono proseguiti gli studi per l individuazione di nuovi progetti esplorativi di Gas Plus Italiana S.r.l. e l analisi dei dati dei titoli della Società Padana Energia S.p.A.. Chiusure Minerarie Nel 1 semestre 2014 non sono state completate chiusure minerarie. Patrimonio Titoli Nel 1 semestre 2014, rispetto alla chiusura del 2013, è variato da 5 a 3 il numero dei permessi di ricerca di Gas Plus Italiana S.r.l. in qualità di operatore. E stata infatti accettata dal MiSE la rinuncia del permesso Monte Gallo ed è scaduto il permesso Bardone. Il numero complessivo dei permessi di ricerca è pertanto di 4, le concessioni di coltivazione sono 50, le istanze di permesso di ricerca sono 3 e le istanze di concessione sono 2. 13

14 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 Gruppo TERZI Totale operatore operatori Istanze di permesso Istanze di concessione Permessi di ricerca Concessioni di coltivazione 36 * * di cui Società Padana Energia: 12 Concessioni di coltivazione Riserve Le riserve 2P rischiate complessive (Gas Plus Italiana S.r.l. e Società Padana Energia S.p.A.) di idrocarburi al 30 giugno 2014 sono stimate pari a 4.834,3 milioni di metri cubi di gas equivalente, pari alle riserve a fine 2013 meno la produzione ottenuta nel corso del 1 semestre semestre 2014 GPI SPE Totale GPI SPE Totale Gas naturale (milioni di metri cubi) 2.089, , , , , ,4 Olio e condensati (milioni metri cubi equiv.) * 11,1 291,8 302,9 10,5 279,4 289,9 Totale Idrocarburi (milioni metri cubi equiv.) * 2.100, , , , , ,3 * Il barile di olio e condensati è stato convertito in metri cubi di gas equivalente utilizzando il coefficiente divisore di 0,00636 ESTERO Per quanto riguarda l area delle acque profonde Midia Deep, come già riferito, il 17 gennaio 2014 si è firmato l Addendum 12 alla concessione originaria che sancisce la separazione dell area Midia Deep (i cui soci, come già riportato in passato, sono ExxonMobil e OMV-Petrom con il 42,5% e Gas Plus con il 15% ed ExxonMobil come operatore), che è stato formalmente sanzionato il 28 febbraio 2014 con la pubblicazione sul Bollettino Ufficiale della Romania del decreto di approvazione da parte del Governo Rumeno. Nel secondo trimestre del 2014, il lavoro di valutazione iniziale della sismica 3D (realizzata nell autunno del 2013 da parte di ExxonMobil), ha già permesso di identificare 2 potenziali prospetti, che verranno ulteriormente approfonditi nel corso della restante parte dell anno per consentire una definizione delle scelte della JV da adottare nel Per quanto concerne la zona in acque superficiali, durante il primo semestre del 2014 è stata ottenuta anche l estensione della concessione Midia/Pelican per un anno fino a maggio 2015, con la possibilità di due ulteriori fasi di estensione a decisione opzionale da parte della Joint Venture (la prima di tre anni fino a maggio 2018, la seconda di ulteriori due anni fino a maggio 2020). In relazione agli impegni assunti in sede di estensione della concessione Midia/Pelican, nel corso dei mesi di gennaio e febbraio, si è già proceduto all acquisizione di 847 km2 di sismica 3D prevalentemente nell area delle scoperte Ana e Doina e nell area di altri prospetti esplorativi. 14

15 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 Durante il secondo trimestre, è iniziata la valutazione dei dati acquisiti dalla nuova sismica con una migliore definizione degli obiettivi al livello del reservoir con lo scopo, da un lato, di definire i programmi di sviluppo dei campi Ana e Doina e, dall altro, di integrare i dati geologici ottenuti dai 2 pozzi perforati nel 2013 per il proseguimento delle attività di esplorazione nella concessione. Olanda Come già comunicato, per quanto riguarda il blocco E15c, nel mese di gennaio 2014 Tullow aveva annunciato una scoperta di gas nel pozzo Vincent nel blocco E11 (dove Gas Plus non è titolare). Con questa informazione positiva, la joint ha ottenuto un'estensione della concessione E15c sino a fine 2014 per consentire una piú adeguata analisi dei risultati derivanti dalla scoperta nel blocco limitrofo e delle possibili ripercussioni sulle prospettive del blocco E15c. Nel corso di una riunione svolta dal comitato tecnico della JV nel mese di giugno, Tullow ha confermato che, in base alle valutazioni svolte finora, è loro convinzione che questa prima scoperta apra possibilità di nuovi prospetti anche nell area in cui Gas Plus è presente. Tali possibilità saranno ulteriormente definite nella seconda parte del Polonia A seguito della definizione dell estensione della Concessione per una terza fase di tre anni fino a dicembre 2016, è stato iniziato il lavoro tecnico di preparazione per realizzare e processare una sismica 3D addizionale su 80 km2, come programma obbligatorio di lavoro. Nel secondo trimestre 2014, sulla base di nuove mappature realizzate utilizzando le preesistenti linee di sismica 2D nella zona più a sud dell area della concessione dove erano state realizzate numerose scoperte di olio e gas nel corso degli anni tra il 1980 e 2000, è stata individuata l area più promettente sulla quale programmare la prevista nuova sismica 3D. Business Unit Storage Le attività nel settore dello stoccaggio di gas sono relative allo sviluppo di tre progetti (San Benedetto, Poggiofiorito e Sinarca), tutti in veste di operatore, che consentiranno di disporre di una capacità di stoccaggio di circa 1 miliardo di metri cubi (working gas), per circa il 60% di competenza Gas Plus, da raffrontare con circa 9 miliardi di metri cubi di capacità nazionale, al netto dello stoccaggio strategico. In prossimità della chiusura del primo semestre dell esercizio sono da evidenziare importanti progressi sotto il profilo dell iter autorizzativo con il rilascio dei provvedimenti di compatibilità ambientale (VIA) per i progetti San Benedetto e Poggiofiorito. Anche per la specifica collocazione geografica dei tre progetti, tutti lungo la dorsale adriatica nelle tre Regioni delle Marche, dell Abruzzo e del Molise, lo sblocco, la realizzazione e l esercizio congiunto dei tre progetti consente di beneficiare di una significativa massa critica in termini di volumi di gas trattabili e di significative sinergie. 15

16 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 Il Gruppo, seppur in un complicato contesto locale, probabilmente influenzato anche dal difficile quadro politico nazionale, resta quindi costantemente impegnato nello svolgimento degli adempimenti tecnici ancora necessari, di un attento vaglio legale e di possibili iniziative per progetti di rilevanza energetica nazionale. Le attività nel settore dello stoccaggio di idrocarburi sono state incluse tra le altre attività e attività non allocate nella nota esplicativa alla relazione finanziaria semestrale consolidata n. 7, Informativa di settore, che comprendono principalmente, oltre alle attività della Business Unit Storage, le attività di funzioni comuni e servizi centralizzati della holding. L inclusione nelle altre attività della Business Unit Storage è stata decisa in quanto, in funzione della complessità tecnica e dei necessari iter autorizzativi, essa è tuttora in fase di avviamento e non consuntiva significativi valori economici e patrimoniali. Area Commerciale Gas: Business Unit Supply & Sales e Business Unit Retail I principali dati economici delle due Business Unit commerciali per il primo semestre 2014 sono i seguenti: Dati complessivi area Commerciale 30/06/14 30/06/13 2Q Q 2013 Volumi venduti (MSmc) 158,2 228,2 36,3 50,4 Ricavi (mln ) 63,9 98,5 15,6 22,5 EBITDA (mln ) 0,9 6,3 (0,2) (0,3) di cui: Dati Supply & Sales 30/06/14 30/06/13 2Q Q 2013 Volumi venduti (MSmc) 158,2 228,2 36,3 50,4 Ricavi (mln ) 52,8 81,8 12,3 18,4 EBITDA (mln ) (0,9) 2,8 (0,6) 0,2 Dati Retail 16

17 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno giu giu-13 2Q Q 2013 Volumi venduti (MSmc) 55,7 95,7 11,4 23,0 Fatturato (mln ) 30,8 53,8 6,4 12,1 EBITDA (mln ) 1,8 3,5 0,4 (0,5) Analisi risultati Area Commerciale Gas Nel confronto con il 2013, il primo semestre 2014 conferma lo scenario tratteggiato in occasione dello scorso trimestre, consistente di un generale eccesso di offerta, principalmente per la forte diminuzione di consumi indotta dalla crisi economica e da un inverno eccezionalmente mite. Anche in termini di redditività, un confronto rispetto all anno precedente conferma l impatto presente in entrambe le realtà dell Area Commerciale, seppur più consistente sulla Business Unit Supply & Sales - del nuovo prezzo regolato, sensibilmente inferiore al corrispondente riferimento del periodo precedente. Sul lato Retail resta forte l attenzione alla difesa dei clienti a buona marginalità e qualità del credito, contestualmente all attività di crescita del perimetro commerciale. Analisi risultati Supply & Sales Sulla diminuzione del volume venduto (per circa il 30%) e, di conseguenza, dei risultati economici (EBITDA passato da +2,8 M a -0,9 M ) si registra l effetto combinato di: - un andamento climatico eccezionalmente mite, - una riduzione del prezzo di vendita, a seguito dell azione regolatoria sopra citata. L azione di risposta a questa congiuntura, intrapresa già in precedenza da parte della Business Unit e consistente nella crescita del portafoglio clienti grossisti e nell incremento dei volumi venduti mantenendo una costante attenzione al merito di credito delle controparti, porterà i primi risultati nel prossimo anno gas. Il generale contesto di mercato registra un ritrovato interesse per lo stoccaggio, la cui allocazione presso gli operatori è stata da quest anno regolata mediante meccanismo di asta per l intero volume disponibile. Anche la Business Unit Supply & Sales ha in tal senso confermato il volume di magazzino in essere l anno precedente, allo scopo di poter contare su un elemento di maggiore sicurezza delle fonti, per il prossimo inverno, anche in considerazione delle incertezze sopra richiamate in merito alla questione Russia-Ucraina. Analisi risultati Retail Si conferma, per la B.U. Retail, quanto fatto registrare in occasione del 1 trimestre 2014; la riduzione di volumi venduti e dei ricavi, in entrambi i casi superiore al 40%, è principalmente (per circa il 90%) dovuta al pesante effetto di una termica avversa e, marginalmente (per il restante 10%), al calo di numerosità dei clienti (-4%) causato dalla forte pressione competitiva sui mercati. Resta in ogni caso attivo 17

18 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 ed attento il monitoraggio dei potenziali clienti in fase di acquisizione. La riduzione di EBITDA rispetto al primo semestre dell anno scorso conferma la contemporaneità degli effetti dovuti a calo delle vendite e compressione verso il basso dei prezzi tipici del Mercato Regolato; a questo proposito, si rileva una sensibile riduzione del prezzo medio del venduto (-6,1%). Degno di nota è il leggero miglioramento relativo alla marginalità unitaria lorda (+4%), nonostante un sensibile calo di tale indicatore nei segmenti Civile e Small Business; questo risultato è stato ottenuto grazie al costante sforzo di miglioramento della redditività nel segmento Clienti Industriali (mantenimento dei soli clienti caratterizzati da marginalità molto interessanti in rapporto al segmento, fermo restando le irrinunciabili caratteristiche di affidabilità creditizia). Business Unit Network & Transportation seguenti: Relativamente al primo semestre dell esercizio i principali dati economici della Business Unit sono i 30/06/14 30/06/13 2Q Q 2013 Volumi distribuiti (MSmc) 91,9 115,0 23,5 28,6 Ricavi (mln ) 10,8 11,4 3,4 2,8 EBITDA (mln ) 3,8 4,2 0,5 0,4 Investimenti (mln ) 0,5 0,5 0,3 0,2 Nel primo semestre del 2014 la Business Unit Network e Transportation ha distribuito circa 91,9 MSmc di gas, in sensibile diminuzione (-20%) rispetto all analogo periodo dell esercizio La forte contrazione dei volumi è dovuta principalmente alle temperature eccezionalmente miti che hanno caratterizzato i primi mesi del Nel periodo in esame sono inoltre risultati in calo sia i ricavi sia l EBITDA, passando rispettivamente da 11,4 milioni di euro del 2013 a 10,8 milioni di euro del 2014 e da 4,2 milioni di euro del 2013 a 3,8 milioni di euro del Su entrambi ha inciso l entrata in vigore del nuovo metodo tariffario. Network: la Business Unit Network opera direttamente nell attività di distribuzione gas in 37 Comuni. Tariffe di distribuzione L Autorità per l Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico ha approvato con la delibera n. 132/14/R/gas, seppur in via provvisoria, i vincoli dei ricavi relativi all anno 2014, da cui emerge un decremento di circa il 3% rispetto al 2013, dovuto all entrata in vigore del nuovo metodo tariffario (delibera n. 573/2013/R/gas) e la conseguente riduzione del tasso di remunerazione del capitale (WACC) dal 7,6% al 6,9%. 18

19 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 Con la delibera n. 573/2013/R/gas l Autorità ha approvato una parte significativa del nuovo metodo tariffario (gli interventi sulle gare d ambito sono ancora in fase di pubblicazione), valido per gli anni La B.U. a tutela del suo patrimonio ha ritenuto opportuno, a valle di una attenta lettura del documento, procedere ad impugnare il nuovo metodo tariffario che, in tema di valorizzazione della RAB, si pone in continuità con il previgente metodo. Rapporti con Enti Concedenti In merito ai rapporti concessori, giova evidenziare che, a seguito delle disposizioni dell art. 24 del Decreto Legislativo 93/11, le gare per l affidamento del servizio di distribuzione gas sono ammesse solo per Ambito Territoriale; pertanto, nelle more della definizione degli aspetti propedeutici la gara d ambito, i gestori continuano ad erogare il servizio, anche oltre la scadenza naturale e/o ope legis concordata. Nel corso del primo semestre dell anno, il quadro normativo ha visto l approvazione delle ulteriori norme contenute nella Legge 9 del 21 febbraio In applicazione della richiamata Legge n. 9, il Ministero dello Sviluppo Economico ha approvato (con D.M. del 22 maggio 2014) il documento Linee Guida contenente i criteri per la valutazione del valore di rimborso degli impianti adibiti al servizio di distribuzione di gas naturale. Il documento Linee Guida presenta profili che incidono negativamente sia sulle future valutazioni sia, retroattivamente, sugli accordi già siglati con gli Enti Locali, senza peraltro comportare effetti sulla recuperabilità dei valori contabili di iscrizione dei beni. La B.U. Network ha pertanto ritenuto doveroso procedere alla impugnazione dell atto. A valle dell emanazione del D.M. 22 maggio 2014, Gas Plus Reti S.r.l. e Gas Plus Salso S.r.l. hanno forzatamente rallentato le attività finalizzate alla definizione del valore di rimborso degli impianti. Come specifico caso si segnala che, in merito alla concessione di Offlaga, il Consiglio di Stato ha accolto, tramite ordinanza, il ricorso presentato da Gas Plus Reti S.r.l. avverso la sentenza resa dal TAR Brescia a favore del Comune. In attesa del definitivo grado di giudizio, Gas Plus Reti S.r.l. continuerà a gestire gli impianti. In un ottica di risoluzione del contenzioso le parti hanno sospeso il lodo arbitrale e stanno tentando di raggiungere un accordo sul valore degli impianti e sulle condizioni di prosecuzione dell affidamento. Ambito regolatorio e normativo Misuratori elettronici: Per il 2014 è prevista la messa in esercizio di gruppi di misura elettronici pari ad un ulteriore 35% dei G16 e G25 (fino a raggiungere il 60% del totale) ed il 15% dei G10 oggi attivi. Nel primo semestre sono stati installati: - n. 75 G10 pari al 100% dell obbligo 2014; - n. 253 G16 pari al 90% dell obbligo Investimenti 19

20 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 La Business Unit, nel primo semestre del 2014, ha effettuato investimenti sugli impianti per 0,4 milioni di euro. Transportation: la Business Unit, che fa parte del Settore Operativo Network & Transportation, è operativa dall 01/10/2009, esercita l attività di trasporto regionale in Valtrebbia (PC) mediante 31,4 chilometri di rete in media pressione ed in Valnure (PC), mediante 10,4 chilometri di rete in media pressione, tra l altro interconnessa ad un giacimento della B.U. E&P del Gruppo. Nei primi 6 mesi del 2014 sono stati trasportati 4,3 MSmc, anche in questo caso in sensibile diminuzione rispetto all analogo periodo del 2013 (6,6 MSmc) a causa dell inverno particolarmente mite. Per quanto concerne le modifiche normative e regolatorie, non si segnalano novità di rilievo. 20

21 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 Commento ai risultati economici ed alla situazione patrimoniale e finanziaria CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO Importi in migliaia di euro 30/06/ /06/2013 Ricavi Altri ricavi e proventi TOTALE RICAVI Costi per materie prime e materiali di consumo (27.329) (43.489) Costi per servizi e altri (22.419) (25.928) Costo del personale (6.329) (6.434) Quota del risultato delle società collegate - - MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA) Ammortamenti (9.372) (11.538) EBIT (Oneri) e Proventi diversi RISULTATO OPERATIVO Proventi finanziari Oneri finanziari (6.160) (7.671) RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE Imposte sul reddito (1.155) (7.756) RISULTATO DEL PERIODO I risultati economici del 1 semestre dell esercizio 2014 risentono dell andamento climatico particolarmente mite della scorsa stagione invernale e della flessione dei prezzi del gas, fattori che hanno determinato una sensibile riduzione sia dei ricavi sia dei margini dell Area Commerciale Gas. Tali risultati sono inoltre ancora penalizzati dal calo dei livelli produttivi della B.U. E&P, anche a causa del protrarsi nel corrente esercizio dell interruzione della produzione in una concessione non operata dal Gruppo e della dilatazione dei tempi degli iter autorizzativi per i nuovi gas-in. Il primo semestre dell esercizio ha quindi registrato una riduzione dei ricavi che sono passati da migliaia di euro a migliaia di euro con una riduzione complessiva di migliaia di euro. I ricavi restano prevalentemente attribuibili all attività di vendita di gas metano a clienti grossisti e a clienti finali, nonché all attività di vendita di petrolio, poiché l attività di distribuzione e trasporto gas è tuttora svolta quasi esclusivamente a favore di altre società del Gruppo, con la conseguente elisione delle 21

22 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 relative componenti economiche a livello di bilancio consolidato mentre l attività di stoccaggio si trova ancora in una fase di start-up. L attività di vendita gas metano a clienti grossisti ha generato infatti ricavi per migliaia di euro ( migliaia di euro nel corrispondente periodo del 2013), mentre quella a clienti finali ricavi per migliaia di euro ( migliaia di euro nel 2013). Entrambe le voci hanno risentito della sensibile riduzione dei prezzi e delle quantità vendute. L attività di vendita di greggio e condensati ha invece determinato ricavi per migliaia di euro (5.699 migliaia di euro nel 2013), in lieve calo per la riduzione delle quantità prodotte, mentre l attività di distribuzione e trasporto gas metano ha prodotto ricavi per migliaia di euro (2.603 migliaia di euro nel 2013). La voce altri ricavi e proventi è rimasta sostanzialmente in linea con il valore del precedente periodo corrispondente (2.298 migliaia di euro contro migliaia di euro nel 2013) e le sue principali componenti sono costituite dalle royalties sull attività di estrazione gas, dai contributi di allacciamento e dai servizi ad utenti gas e dai ricavi derivanti dall acquisizione dei certificati di risparmio energetico (TEE). Dal lato dei costi, la riduzione dei volumi venduti e, di conseguenza, dei volumi acquistati di gas metano ha determinato una complessiva riduzione dei costi per materie prime e materiali di consumo, passati da migliaia di euro a migliaia di euro ( migliaia di euro rispetto al 2013). In questo ambito, i costi per l acquisto di gas metano, comprensivi della variazione di rimanenze di fine periodo, hanno infatti raggiunto l importo di migliaia di euro contro migliaia di euro del corrispondente periodo del Una riduzione più contenuta ha registrato la voce costi per servizi ed altri che ha raggiunto l importo di migliaia di euro contro migliaia di euro del corrispondente periodo precedente con una sensibile riduzione, al suo interno, dei costi di trasporto e stoccaggio (da migliaia di euro del 2013 a migliaia di euro del 2014) e degli oneri per presunte perdite su crediti. Tali oneri, nonostante la perdurante situazione di crisi economica, sono sensibilmente diminuiti rispetto al corrispondente periodo dell esercizio precedente e, considerate le componenti non finanziarie dell operazione di cartolarizzazione, sono risultati pari a 760 migliaia di euro contro migliaia di euro del I costi del personale sono risultati in lieve calo rispetto ai valori del corrispondente periodo precedente, passando da migliaia di euro a migliaia di euro anche a seguito delle variazioni dell organico. L andamento delle componenti economiche sopra descritte per effetto della riduzione dei volumi prodotti e commercializzati e di uno scenario di prezzi meno favorevole ha determinato una riduzione dell EBITDA da migliaia di euro a migliaia di euro. Una riduzione più contenuta, in termini assoluti, ha registrato l EBIT ( migliaia di euro contro migliaia di euro nel 2013) per il calo degli ammortamenti che hanno raggiunto l importo di migliaia di euro contro migliaia di euro del corrispondente periodo dell anno precedente e, in particolare, di quelli della B.U. E&P il cui ammontare è strettamente legato ai volumi produttivi in assenza di una riduzione dell entità delle riserve. Il risultato operativo ( migliaia di euro del 2014 contro migliaia di euro del 2013) ha 22

23 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 scontato invece l assenza di proventi diversi di gestione e, in particolare, la mancata distribuzione di dividendi da parte della partecipata Serenissima Gas S.p.A. (311 migliaia di euro nel 2013). Per effetto del progressivo miglioramento della posizione finanziaria netta e della conseguente diminuzione dei relativi oneri le componenti finanziarie hanno evidenziato un saldo negativo in sensibile calo rispetto al valore del precedente periodo corrispondente (5.147 migliaia di euro contro un saldo negativo pari a migliaia di euro del 2013). Nell ambito di tali componenti gli oneri hanno registrato una riduzione complessiva di migliaia di euro, passando da migliaia di euro a migliaia di euro del A fronte di una lieve crescita degli interessi passivi su conti correnti bancari e su finanziamenti a breve termine (da 531 migliaia di euro a 593 migliaia di euro), hanno presentato una forte riduzione gli interessi passivi su finanziamenti a medio lungo termine che sono passati da migliaia di euro pari a migliaia di euro. Sono rimasti invece sostanzialmente in linea con i valori del corrispondente periodo precedente gli oneri sul derivato a copertura dei tassi d interesse (515 migliaia di euro del 2014 contro 511 migliaia di euro del 2013) e gli oneri per attualizzazione fondi (2.379 migliaia di euro contro migliaia di euro del 2013). Il risultato della gestione finanziaria ha potuto contare sull aumento dei proventi finanziari che sono passati da 566 migliaia di euro del 2013 a migliaia di euro del 2014 e sono principalmente costituiti per 249 migliaia di euro (432 migliaia di euro nel 2013) dalle rivalutazioni dei titoli detenuti per la negoziazione e per 632 migliaia di euro (0 migliaia di euro nel 2013) da utili su cambi. Le imposte sul reddito, correnti, differite e anticipate hanno presentato un saldo negativo complessivamente pari a migliaia di euro del 2014 contro il saldo negativo pari a migliaia di euro del Le imposte correnti a carico del semestre e le imposte anticipate e differite tengono conto della riduzione dell aliquota IRAP prevista dal D.L. 66/2014 del 24 aprile 2014 (cosiddetto Decreto bonus IRPEF 2014 ), pubblicato nella G.U. n. 95 del 24 aprile 2014 e convertito con modificazioni dalla Legge n. 89 del 23 giugno 2014 (in G.U. n. 143 del 23 giugno 2014). Si segnala che l applicazione di tale riduzione alla situazione patrimoniale, finanziaria ed economica al 30 giugno 2014 del Gruppo ha determinato minori imposte correnti per 68 migliaia di euro e minori imposte differite nette per migliaia di euro, per effetto della revisione delle aliquote con cui erano stati determinati il credito per imposte anticipate ed il fondo imposte differite. Il risultato del periodo, al netto del citato effetto di adeguamento delle imposte anticipate e differite, ha scontato un tax rate di circa il 39,3% che è risultato in diminuzione rispetto al corrispondente periodo dell esercizio 2013, oltreché per la citata riduzione dell aliquota IRAP, per il ritorno al 6,5% (10,5% nel 2013) dell aliquota dell addizionale IRES cosiddetta Robin Tax. Il primo semestre dell esercizio 2014 si è chiuso quindi con un utile di migliaia di euro contro un utile di migliaia di euro del corrispondente periodo

24 GRUPPO GAS PLUS Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2014 STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO Importi in migliaia di euro 30 giugno dicembre 2013 Capitale immobilizzato Immobilizzazioni immateriali Immobilizzazioni materiali Altre attività e passività non correnti Totale capitale immobilizzato Capitale circolante netto Rimanenze Crediti commerciali Debiti commerciali (21.415) (28.138) Altri debiti e crediti di circolante Totale capitale circolante netto Fondi rischi per oneri e imposte differite ( ) ( ) Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato (4.655) (4.260) Capitale investito netto Patrimonio netto Indebitamento finanziario netto Coperture La situazione patrimoniale consolidata del Gruppo presenta un capitale investito netto di migliaia di euro contro migliaia di euro del 31 dicembre 2013 con una riduzione complessiva di migliaia di euro. Il capitale immobilizzato raggiunge l importo di migliaia di euro contro migliaia di euro del 31 dicembre 2013 e registra un decremento complessivo di migliaia di euro rispetto al suddetto esercizio. La variazione complessiva delle immobilizzazioni (5.385 migliaia di euro) deriva dal saldo tra gli investimenti netti (3.987 migliaia di euro) e gli ammortamenti effettuati nel periodo (9.372 migliaia di euro). In questo ambito la variazione più rilevante riguarda le immobilizzazioni immateriali che si riducono complessivamente di migliaia di euro sostanzialmente per effetto dei relativi ammortamenti. Le altre attività e passività non correnti, costituite rispettivamente dalla partecipazione in Serenissima Gas S.p.A. e da depositi cauzionali attivi e passivi, ammontano complessivamente a migliaia di euro contro migliaia di euro dell esercizio precedente. A tale proposito si segnala che è tuttora in corso il contenzioso con Serenissima Gas S.p.A. per l impugnazione della relativa delibera di aumento del capitale che il Gruppo ha comunque già interamente sottoscritto. Il capitale circolante netto presenta un saldo positivo di migliaia di euro ( migliaia di euro al 31 dicembre 2013) e si riduce complessivamente di migliaia di euro rispetto al precedente 24