Si segnala che i risultati adjusted del Gruppo ERG non includono gli effetti delle misure transitorie (clawback measures), introdotte in diversi paesi al fine di contrastare l’aumento dei prezzi dell’energia elettrica, che, nel primo trimestre 2023, hanno comportato restituzioni con un impatto negativo stimabile in circa 7 milioni sul margine operativo lordo e di circa 5 milioni sul risultato netto del perimetro delle attività continue.
Nel primo trimestre 2023 i ricavi adjusted sono pari a 220 milioni, in lieve aumento rispetto a 215 milioni del 1Q22, principalmente a seguito del pieno contributo derivante dalle acquisizioni effettuate nel 2H22, all’entrata in esercizio dei parchi sviluppati internamente ed entrati in operatività progressivamente nel corso del 2H22 e ad inizio del 2023, sostanzialmente compensato dai minori prezzi di mercato.
Le produzioni sono aumentate del 16% a 1,78 TWh, grazie al contributo dei nuovi parchi che ha più che compensato le minori produzioni dovute alle scarse condizioni anemologiche registrate nel periodo rispetto a quelle molto positive del medesimo periodo del 2022. Il trimestre risulta caratterizzato da prezzi di mercato fortemente inferiori rispetto a quelli particolarmente elevati del 2022, che hanno influito solo in parte sui risultati in quanto il gruppo adotta una policy di copertura che prevede vendite attraverso tariffe fisse, contratti PPA a condizioni prestabilite e contratti finanziari.
Il margine operativo lordo adjusted (gross clawback), al netto degli special items, si attesta a 167 milioni, in linea rispetto a 168 milioni registrati nel 1Q22. Il margine operativo lordo adjusted (net clawback, inclusivo degli effetti delle misure transitorie) è pari a 161 milioni, dai 165 milioni del 1Q22.
Il risultato netto delle attività continue adjusted (gross clawback) è pari a 84 milioni in linea rispetto al primo trimestre 2022 (84 milioni) in considerazione dei già commentati risultati operativi ed i minori oneri finanziari, in diminuzione a seguito della miglior remunerazione della liquidità di Gruppo derivante dall’andamento dei tassi di interesse.
Il risultato netto delle attività continue adjusted (net clawback) è pari a 78 milioni (67 milioni del 1Q22). La voce include l’impatto (-5 milioni, al netto delle relative imposte) delle
normative relative all’applicazione del price cap in Europa (clawback measures). Tali misure straordinarie avevano avuto un impatto nel primo trimestre 2022 pari a 17 milioni, di cui clawback per 3 milioni e windfall taxes per 14 milioni. Tali poste, di carattere straordinario e temporaneo, sono state isolate come special items.
Il risultato netto di Gruppo adjusted, inclusivo anche del contributo di ERG Power proprietaria dell’impianto CCGT rilevato nelle attività discontinue in base alle regole dell’IFRS 5, è stato pari a 78 milioni, in diminuzione rispetto a 89 milioni del 1Q22.
Il risultato netto di Gruppo è stato pari a 76 milioni, in forte calo rispetto ai 388 milioni del 1Q22 che includeva la plusvalenza netta rilevata a seguito della cessione del nucleo idroelettrico di Terni (circa 324 milioni).
Il risultato del 1Q23 comprende i costi legati alle operazioni di liability management effettuate nel periodo (circa 4 milioni), i già citati effetti legati alle misure impositive urgenti in materia di contenimento dei prezzi dell’energia (clawback), (0,4 milioni in Italia e 5 milioni all’Estero) nonché la plusvalenza correlata all’aggiustamento prezzo della cessione del nucleo idroelettrico di Terni (2 milioni) e il contributo di ERG Power, riclassificato tra le attività destinate ad essere cedute.
Nel trimestre gli investimenti si dimezzano a 66 milioni (146 milioni nel 1Q22) e si riferiscono principalmente ad investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali correlati alle attività di costruzione in Italia per 47 MW Greenfield e di Repowering sui parchi italiani per circa 193 MW di nuova capacità eolica, oltreché alle attività di completamento delle costruzioni dei parchi eolici entrati in esercizio tra fine 2022 e inizio 2023 in UK per circa 179 MW e Svezia per 62 MW. Si segnala inoltre l’avvio delle attività di costruzione di due parchi Greenfield in Francia per 50 MW.
L’indebitamento finanziario netto per “attività continue” adjusted risulta pari a 1.206 milioni, in diminuzione rispetto a 1.434 milioni di fine 2022. La variazione riflette principalmente il positivo flusso di cassa del periodo (260 milioni), che include l’incasso a seguito della regolazione finanziaria di alcuni strumenti derivati di copertura, in parte compensato dagli investimenti del periodo (66 milioni).
L’indebitamento di fine periodo riflette il fair value negativo dei future commodities di circa 40 milioni (153 milioni al 31 dicembre 2022).
L’indebitamento finanziario netto adjusted è rappresentato al netto degli effetti derivanti dall’applicazione dell’IFRS 16, non includendo pertanto l’attualizzazione dei pagamenti futuri dei canoni di locazione pari, al 31 marzo 2023, a 157 milioni.
Infine, il management conferma la guidance di EBITDA per il 2023 nell’intervallo compreso tra 500 e 550 milioni, al netto dei clawback. In seguito all’acquisizione in Spagna gli investimenti sono previsti in rialzo nel range compreso tra 500 e 600 milioni (vs. il precedente 400-500) e di conseguenza l’indebitamento al rialzo che si attesta ora nel range 1400-1500 milioni.
