Il Consiglio di Amministrazione di Gas Plus, società quotata alla Borsa Italiana, riunitosi in data 20 aprile 2021, ha approvato il bilancio consolidato e il progetto di bilancio dell'esercizio 2020.

Highlights E&P Italia

* Andamento economico in sostanziale pareggio a livello di EBITDA nonostante il crollo dei prezzi medi di vendita del gas naturale (-39%) e del petrolio (-43%) rispetto al 2019 per effetto della pandemia da Covid 19, la riduzione dei volumi produttivi (- 11%), connessa anche all'esigenza di sospendere produzioni divenute antieconomiche, e l'imputazione all'esercizio 2020 di circa € 2,4 M di maggiori royalty relative all'esercizio 2019 per interpretazioni della normativa emerse solo a metà dell'anno 2020;

  • Effetti della svalutazione "non cash" di asset E&P, comune in tale contesto di prezzi alla generalità degli operatori E&P internazionali, amplificati dalla stima degli impatti, desumibili dal documento di consultazione concernente il "Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee" ("PITESAI") del febbraio 2021, sulle concessioni minerarie del Gruppo al momento non produttive e sul potenziale esplorativo; tali effetti sono parzialmente compensati dal rilascio della fiscalità differita derivante dal riallineamento dei valori fiscali delle attività E&P a quelli contabili, con un effetto sul risultato netto di -€ 31,3M.

  • Avviati i lavori relativi al principale progetto del Gruppo in Italia, pur in presenza di inadempimenti del partner non operatore, per il momento non influenti sulle tempistiche del programma lavori attualmente previste.

E&P Estero

* Romania: nonostante il perdurare della situazione sanitaria connessa al Covid 19 anche in tale Paese, lo sviluppo del progetto gas MGD (Midia Gas Development) nel Mar Nero rumeno è arrivato in questi giorni a due terzi del programma lavori. Causa Covid 19 sono state concesse al General Contractor revisioni prezzi per il periodo dalla primavera scorsa, al momento rientranti nell'ammontare delle contingencies stanziate in sede di preventivazione del progetto. Si segnala peraltro che, da dati pubblici della piattaforma relativa al mercato gas rumeno, la ripresa nei prezzi del gas che si sta registrando sui mercati internazionali dagli ultimi mesi del 2020 sino ad oggi sta determinando un allineamento dei prezzi in tale Paese a quelli di mercato dell'Europa occidentale, a valori superiori rispetto a quelli stimati nelle valutazioni economiche effettuate in sede di avvio del progetto.

  • Retail *

* L'apparente contrazione di marginalità complessiva della Business Unit (EBITDA – 29,4%) in realtà deriva pressoché integralmente dagli effetti di componenti non ricorrenti di segno opposto tra i due esercizi (€ +1,6 M nel precedente esercizio e € -0,6 M nel 2020). Si rileva in ogni caso come, in aggiunta alle specificità dell'andamento climatico di ogni anno, le particolarità del periodo per gli effetti da un lato della pandemia da Covid 19 sui consumi di talune tipologie di clientela e dall'altro degli sbalzi nei prezzi del gas sui contratti a prezzo fisso abbiano determinato un andamento atipico di taluni segmenti di vendite sia in termini di volumi che di marginalità.

*Network & Transportation *

* Come già nel primo semestre 2020 anche i risultati su base annuale confermano il positivo apporto derivante dal recepimento ad anno pieno dei risultati della società RGF, titolare della concessione per la distribuzione gas nel Comune di Fidenza (Parma), consentendo una crescita dell'EBITDA da € 6,9 M ad € 7,6 M. Anche tale Business Unit ha proceduto al riallineamento dei valori fiscali degli asset a quelli civilistici, con conseguente rilascio della fiscalità differita con un effetto netto di € +7,3M.

L'Amministratore Delegato Davide Usberti ha dichiarato: "Nell'ultimo biennio le attività E&P italiane del Gruppo sono state interessate non solo dai pesanti effetti sui prezzi energetici derivanti dalla pandemia nell'anno 2020, ma anche, a partire dall'anno 2019, da un aumento delle corresponsioni allo Stato e da un provvedimento volto a individuare le aree del Paese in cui sia consentita ovvero preclusa la prosecuzione dell'attività stessa.

Cogliendo già nel documento di consultazione del febbraio scorso su tale piano, il Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee "PiTESAI", elementi di particolare criticità per le produzioni minori, il Gruppo, pur in presenza di riserve producibili su tali concessioni per circa 400 milioni di metri cubi di gas naturale, ha quindi prudenzialmente azzerato il valore di carico della più parte delle proprie concessioni minori al momento non produttive, sulla base di determinate soglie dimensionali, ipotizzando di non metterle più in produzione, e questo spiega l'elevata incidenza delle svalutazioni appostate nel Bilancio 2020.

A fronte di tale iniziativa, tenuto conto che il gas naturale rappresenta la primaria fonte che dovrà accompagnare la transizione energetica in atto, auspichiamo, in vista della conclusione del relativo iter normativo, da un lato che, in particolare per le concessioni con infrastrutture già realizzate, vengano attentamente valutati gli impatti socio economici conseguenti al pregiudicare la prosecuzione dell'attività per le concessioni medio- piccole, con soglie adeguate al contesto produttivo italiano, dall'altro che venga data certezza sulla prosecuzione nel tempo delle concessioni ritenute idonee."

  • Commento ai dati economico finanziari per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020 *

**A livello consolidato i *Ricavi *del 2020 sono risultati complessivamente in calo (-19,3%) per la forte flessione degli scenari energetici causata dalla diffusione della pandemia (€ 75,5 M rispetto a € 93,5 M del 2019). Nel 2019 i ricavi comprendevano tuttavia componenti positive non ricorrenti relative per € 1,1 M all'attività caratteristica della B.U. E&P e per € 1,6 M all'area Retail.

Una minore riduzione (-8,8%) hanno invece registrato i costi operativi che sono passati dai € 71,8 M del 2019 ai € 65,4 M del 2020, avendo dovuto scontare componenti negative non ricorrenti dell'area E&P (€ 2,4 M) e dell'area Retail (€ 0,6 M).

Ne è conseguita pertanto una riduzione dell'*EBITDA *che ha raggiunto i € 10,1 M rispetto ai € 21,8 M del 2019. Tale andamento ha risentito in particolare della forte riduzione di marginalità delle attività E&P.

La B.U. E&P ha conseguito infatti un EBITDA di € -0,6 M contro € +10,3 del 2019 sul cui livello hanno inciso sia l'eccezionale calo degli scenari energetici sia l'ulteriore aumento delle corresponsioni a favore dello Stato e, in particolare, quello delle royalties sulle produzioni di idrocarburi per effetto della Legge di Bilancio 2020 (Legge 27/12/2019 n. 160 pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del 30/12/2019).

Per interpretazioni della normativa emerse solo a metà dell'anno 2020, la B.U. ha infatti dovuto procedere in questo esercizio a rilevare anche le maggiori royalties gravanti sulle produzioni relative all'anno 2019 (pari a € 2,4 M) e di procedere al relativo pagamento. In assenza di tali disposizioni la marginalità complessiva del 2020 sarebbe stata quindi ancora positiva nonostante gli scenari energetici, decisamente sfavorevoli.

Nel secondo semestre, in concomitanza alla progressiva ripresa degli scenari energetici. l'EBITDA della B.U. E&P Italia è comunque tornato di segno positivo (€ 1,3 M). La B.U. Network and Transportation ha invece migliorato i buoni risultati del 2019 con un EBITDA di € 7,6 M contro € 6,9 M del 2019.

Nell'anno è stato evidente l'effetto dell'aumento del perimetro di attività, a seguito dell'acquisto degli impianti di distribuzione del comune di Fidenza, per il recepimento, a differenza del 2019, per l'intero anno dei relativi risultati economici.

La B.U. Retail ha conseguito invece un EBITDA di € 4,8 M contro € 6,8 M del 2019. Nel 2020 tale risultato ha scontato oneri non ricorrenti per € 0,6 M a seguito dell'esito negativo di una vertenza legale relativa ad una gara in un comune mentre nel 2019 aveva beneficiato di proventi non ricorrenti per effetto dell'ammontare economico riconosciuto (€ 1,6 M) ai sensi della delibera 32/2019/R/Gas.

Gli ammortamenti (pari a € 18,2 M contro € 19,3 M del 2019) sono risultati in calo rispetto al dato del 2019, anche se con un peso differente tra le diverse attività, mentre in forte aumento sono state le svalutazioni.

Come già anticipato, il Gruppo ha individuato indicatori di impairment dell'area E&P Italia nel quadro economico generale e nel prevedibile andamento dei prezzi degli idrocarburi di lungo periodo, nella revisione negativa delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve, nonché nell'evoluzione del quadro normativo e dei relativi impatti desumibile dal documento di consultazione "Piano per la Transizione Energetica Sostenibile" delle Aree Idonee (PITESAI)"; detto documento è uno strumento di pianificazione generale, introdotto con la legge n. 12/2019 di conversione del D.L. 135/2018 e a tutt'oggi in corso di approvazione, che mira ad identificare quali aree del territorio nazionale (sia in terra ferma, che in mare) possano ritenersi "idonee" ad ospitare attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi.

Il tutto in un'ottica di transizione energetica sostenibile e con l'obiettivo di "valorizzare la sostenibilità ambientale, sociale e economica" delle aree medesime. A seguito dell'effettuazione dei test di impairment sugli asset relativi a tale area sono infatti state effettuate svalutazioni per € 99,5 M.

Ne è conseguito pertanto un *EBIT *che ha registrato una forte flessione passando da € 2,5 M del 2019 a -€ 107,7 M del 2020.
Il Risultato Operativo ha avuto un simile andamento (pari a -€ 107,5 M contro € 4,6 M del 2019). Nel 2019 aveva però potuto contare sull'effetto della cessione della quota del 5% della licenza Midia in Romania e della rilevazione della componente differita del relativo corrispettivo (€ 1,8 M). Gli oneri finanziari sono stati in lieve crescita rispetto al precedente esercizio (€ 5,8 M del 2020 contro € 5,5 M del 2019) per l'aumento dell'indebitamento a seguito dei nuovi investimenti.

Le imposte sul reddito hanno invece presentato un saldo positivo in forte crescita (€ 79,0 M contro € 0,3 M del 2019), beneficiando del riallineamento dei valori fiscali ai corrispondenti valori contabili di immobilizzazioni immateriali e materiali iscritte nei bilanci di alcune società del Gruppo (ai sensi dell'art. 110 del D.L. 104/2020); detto riallineamento ha comportato lo stanziamento dell'imposta sostitutiva per € 6.0 M e il rilascio delle imposte differite per € 54,9 M.

Le svalutazioni effettuate a seguito dei test di impairment hanno invece determinato, prima del citato riallineamento, il rilascio della relativa fiscalità differita per un valore netto di € 26,6 M.

Il *risultato netto consolidato *è stato pertanto una perdita di € 34,2 M contro una perdita di € 0,6 M del 2019.

Gli *investimenti *del 2020 sono stati in calo rispetto al 2019 (€ 20,4 M contro € 28,6 M dell'esercizio precedente) e hanno prevalentemente riguardato le attività E&P. Si è trattato ancora di interventi ben inferiori a quelli potenzialmente realizzabili dal Gruppo.

Gli ulteriori investimenti hanno comportato un aumento dell'utilizzo delle linee disponibili, a suo tempo assunte a tale scopo, e pertanto determinato una crescita della posizione finanziaria netta (€ 85,9 M contro € 66,0 M di fine 2019). Tale valore è comunque comprensivo per circa € 4,9 M degli effetti contabili dell'applicazione del principio contabile IFRS 16. Sotto il profilo finanziario, il Gruppo mantiene comunque una struttura finanziaria solida ed equilibrata.

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

Il Bilancio separato della Capogruppo ha evidenziato a sua volta una perdita pari a € 47,5 M contro una perdita di € 1,4 M del 2019. Il risultato netto ha riflesso gli effetti della svalutazione di partecipazioni (€ 52,3 M) principalmente relative alla B.U. E&P Italia per recepire i risultati del test di impairment.

*OUTLOOK 2021 *

**In relazione all'ancora attuale stato di emergenza determinato dalla diffusione del COVID-19, il Gruppo continuerà ad attenersi alle misure previste dai competenti organi e terrà costantemente sotto controllo l'evoluzione della situazione. Nel caso in cui l'emergenza dovesse ancora protrarsi, non è possibile comunque escludere contrazioni nei volumi di alcune attività (in particolare, nell'ambito delle attività downstream) i cui impatti economici, allo stato attuale, si ritiene possano essere ancora contenuti.

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

In ambito E&P, gli impatti potranno invece essere ancora significativi nel caso dovesse interrompersi l'attuale ripresa degli scenari energetici. Le attività E&P vedranno infatti una produzione di idrocarburi in linea con i volumi del 2020 per il fisiologico declino dei siti maturi e pertanto i relativi risultati maggiormente legati all'andamento degli scenari.

Una crescita delle produzioni sarà possibile con l'avvio, prevedibilmente nel 2022, del progetto di sviluppo Midia in Romania e, successivamente, del progetto Longanesi in Italia. Gli investimenti riguarderanno prevalentemente l'area E&P, anche se permarrà in ogni caso l'impegno del Gruppo nei progetti di sviluppo nelle attività regolate e commerciali downstream. La prosecuzione degli investimenti nell'area E&P e, in particolare, nei suoi due principali progetti (Longanesi in Italia e Midia in Romania) comporterà il progressivo incremento dell'indebitamento finanziario. Sotto il profilo finanziario, la struttura del Gruppo resterà in ogni caso solida ed equilibrata. Considerato che le principali attività operative continueranno prevedibilmente a generare flussi positivi di cassa, il Gruppo ritiene infatti, grazie anche ai nuovi finanziamenti assunti dopo la chiusura dell'esercizio, di avere già a disposizione linee (tramite contratti a medio lungo termine) sufficienti ai previsti investimenti e alle esigenze di circolante. Stante la ripresa degli scenari energetici, l'EBITDA consolidato è pertanto previsto in crescita rispetto al 2020.

*PROPOSTA DI DESTINAZIONE DEL RISULTATO D'ESERCIZIO *

**Il Consiglio di Amministrazione ha deliberato di rinviare a nuovo la perdita dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2020.

  • CONVOCAZIONE DELL'ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI IN SEDE ORDINARIA IL GIORNO 23 GIUGNO 2021 *

**Il Consiglio di Amministrazione ha deliberato di convocare l'Assemblea degli Azionisti in sede ordinaria presso la sede sociale il giorno 23 giugno 2021, ore 8.30, in unica convocazione, per deliberare sull'approvazione del bilancio d'esercizio 2020 e sulla destinazione del risultato d'esercizio. L'avviso di convocazione dell'Assemblea sarà messo a disposizione del pubblico nei termini e con le modalità previste dalla normativa vigente in materia.

*Misure alternative di performance (Non-GAAP measure) *

**Il management valuta la performance del Gruppo dell'esercizio considerando anche misure di risultato non previste dagli IFRS ("Misure alternative di performance") quali l'EBIT adjusted e il risultato netto adjusted, che escludono dal risultato operativo e dal risultato netto di bilancio gli oneri e proventi ritenuti significativi e straordinari o non correlati alla gestione industriale, quali le svalutazioni di attività, e gli effetti del riallineamento dei valori fiscali delle attività ai corrispondenti valori di bilancio.

Tali elementi, che non hanno impattato i flussi di cassa dell'esercizio, sono di seguito illustrati:

  • svalutazioni delle attività materiali e immateriali relative a concessioni di coltivazione di idrocarburi del settore E&P italiane, per un ammontare complessivo di € 99,5 M (€ 72,9 M al netto dell'effetto fiscale differito), connessi ad un insieme di fattori concorrenti quali:
    (i) il quadro economico generale e l'andamento degli scenari di prezzo degli idrocarburi che hanno richiesto una revisione della previsione dei prezzi di lungo termine,
    (ii) revisioni negative delle previsioni di sfruttamento di determinate riserve e
    (iii) l'evoluzione del quadro normativo, avviata con il D. L. 135 del 14/12/18, convertito con L.12 11/2/19 e proseguita con la pubblicazione, in applicazione della citata legge in data 11 febbraio 2021, del documento di consultazione «Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (PiTESAI)»;

  • il beneficio, avvalendosi della facoltà prevista dal DL 104/2020, derivante dal riallineamento dei valori fiscali ai corrispondenti valori di bilancio delle immobilizzazioni materiali e immateriali per un importo netto di € 48,9 M (€ 54,9M di beneficio per il rilascio delle imposte differite precedentemente accantonate sulle differenze temporanee oggetto di riallineamento, compensato da € 6,0 M per l'onere fiscale connesso a detto riallineamento). Tale beneficio ha riguardato le società italiane del settore E&P (€ 41,6 M) e del settore Network & Transportation (€ 7,3 M).

Il management ritiene che tali misure alternative di performance consentano di facilitare l'analisi dell'andamento dei risultati del Gruppo, in presenza di fenomeni non ricorrenti, ed evidenzia che sono da considerarsi come complementari, non sostitutive, alle informazioni finanziarie contenute nei bilanci predisposti secondo gli IFRS. In applicazione della Delibera CONSOB n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell'informativa finanziaria.


Il Consiglio di Amministrazione ha inoltre approvato la Relazione sul governo societario e sugli assetti proprietari. Copia della Relazione sarà messa a disposizione del pubblico nei termini e con le modalità previste dalla normativa vigente in materia.


Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Dottor Germano Rossi, dichiara, ai sensi del comma 2 dell'articolo 154-bis del Testo Unico della Finanza, che l'informativa contabile contenuta nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.


Si ricorda infine che la Relazione Finanziaria Annuale (ex art. 154-ter del Testo Unico della Finanza) di Gas Plus S.p.A. sarà disponibile presso la sede sociale, sul sito www.gasplus.it (sezione Investor Relations) e presso il meccanismo di stoccaggio autorizzato "eMarket STORAGE" (www.emarketstorage.com).


Il giorno 21 aprile 2021, alle ore 11.00 (CET), si terrà la conference call del Gruppo Gas Plus, per analisti/investitori, sui risultati finanziari del FY 2020.

(GD - www.ftaonline.com)