Grup
po GAS PLUS
Relazion
e finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 Sede legale MILANO – Viale Enrico Forlanini, 17 Capitale Sociale: € 23.353.002 (interamente versato)
R.I. 08233870156
R.E.A. 1210007
Codice fiscale e Partita IVA 08233870156 1 4 settembre 2026
INDICE
Struttura del Gruppo 3
Organi sociali 4
Dati di sintesi 5
Relazione intermedia sulla gestione consolidata al 30 giugno 2 026 7
Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 20 26 Prospetti contabili 54 Note esplicative 58
Attestazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato 90
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 3
STRUTTURA DEL GRUPPO (1)
(1) Situazione aggiornata alla data del 14 settembre 202 6
GRUPPO GAS PLUS
Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 4
ORGANI SOCIALI CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (1)
Ing. Stefano Cao (*)
Presidente
Sig. Davide Usberti
Consigliere Delegato
Amministratore esecutivo
Dott. Lino Gilioli (**) (***)
Vicepresidente
Amministratore indipendente
Ing. Nicola De Blasio Consigliere Amministratore indipendente
Dott. sa Lisa Orlandi Consigliere Amministratore indipendente
Avv. Roberto Pistorelli
Consigliere
Dott.sa Maria Saporito (***) Consigliere Amministratore indipendente
Ing. Cinzia Triunfo
Consigliere
Dott. sa Margherita Usberti
Consigliere
COLLEGIO SINDACALE
(1)
Prof. Lorenzo Pozza
Presidente
Dott. Manuel Menis
Sindaco Effettivo
Dott .sa Gloria Francesca Marino
Sindaco Effettivo
Dott. S ilvano Corbella
Sindaco Supplente
Dott .sa Maria Gimigliano
Sindaco Supplente
SOCIETÀ DI REVISIONE
(2) EY S.p.A.
(*) Nominato Presidente dal Consiglio di Amministrazione del 2 6 giugno 2024.
(**) Nominato Vice presidente dal Consiglio di Amministrazione del 26 giugno 2024.
(***) Membri del Comitato per le Nomine e per la Remunerazione e del Comitato Controllo e Rischi.
(1) Nominato dall’Assemblea Ordinaria del 25 giugno 2024 e con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2026.
(2) Nominata dall’Assemblea Ordinaria del 25 giugno 2024 per un periodo di 9 anni e, quindi, con scadenza alla data di approvazione del bilancio di esercizio al 31.12.2032.
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GRUPPO GAS PLUS: DATI DI SINTESI
Principali indicatori di mercato 30 giugno 2026 30 giugno 2025 var.% Prezzo medio gas - TTF "Day Ahead+Week End" (c€/Smc) (1)45,03 43,58 3,3% Cambio medio EUR/USD(2)1,167 1,093 6,7% Euribor - a tre mesi (%), media del periodo(3)2,148 2,332 (7,9%) Principali dati operativi del Gruppo 30 giugno 2026 30 giugno 2025 var.% Produzione di idrocarburi lorda (Msmce) 159,9 119,0 34,4% Vendite di idrocarburi (MSmce) 166,1 136,3 21,8% Volumi di gas distribuito (MSmc) 104,0 103,7 0,3% Numero dipendenti a fine periodo 133 131 1,5%
Dati di Conto Economico (IAS / IFRS) 30 giugno 2026 30 giugno 2025 (*) var.% Ricavi da vendite 88.926 81.742 8,8% Costi Operativi 38.789 48.987 (20,8%)
EBITDA 50.137 32.755 53,1%
% sui ricavi di vendita 56,38% 40,07%
EBIT 27.511 18.646 47,5%
EBIT Adjusted (7)27.511 18.646 47,5% Risultato operativo 26.601 18.646 42,7% % sui ricavi di vendita 29,91% 22,81% Risultato prima delle imposte 22.842 14.318 59,5% Risultato del periodo 15.875 10.175 56,0% Risultato netto Adjusted (7)16.530 10.175 62,5% Dati di Stato Patrimoniale (IAS / IFRS) 30 giugno 2026 30 giugno 2025 Investimenti in immobilizzazioni 42.498 9.108 di cui investimenti in esplorazione 301 275 Capitale circolante netto (24.619) (13.418) Capitale investito netto (A) + (B) 242.471 255.721 Totale (disponibilità) indebitamento finanziario (A) (10.604) 19.278 Patrimonio netto (compresa quota terzi) (B) 253.075 236.443 Indici patrimoniali ed economici 30 giugno 2026 30 giugno 2025
ROI (4)17,86% 13,77%
ROE (5)10,40% 7,52%
Utile (perdita) per azione 0,36 0,23
PFN / EBITDA (6)(0,11) 0,33
Totale (disponibilità) indebitamento finanziario (A) / Patrimonio netto (B)(0,04) 0,08 Gearing (A/A+B) (4%) 8% (1) fonte: ICIS.
(2) fonte: BCE.
(3) fonte: European Money Markets Institute.
(4) = Risultato operativo annualizzato / capitale investito netto medio.
(5) = Risultato annualizzato / patrimonio netto medio.
(6) = Posizione finanziaria netta / EBITDA annualizzato.
(7) = Per la definizione dei risultati adjusted si veda il paragrafo " Indicatori alternativi di performance ".
(*) = Dati riesposti considerando nel caso di concessioni di coltivazione mineraria in cui Gas Plus svolge il ruolo di Operatore solo i relativi ricavi e costi per la quota di partecipazione del Gruppo.
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NOTA METODOLOGICA:
I costi operativi sono stati determinati come somma dei costi per materie prime e materiali di consumo, costi per servizi ed altri e costo del personale.
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 (la perdita) per azione è stat o determinat o in conformità alla previsione del principio contabile IAS 33.
Il “Totale indebitamento finanziario” recepisce l’orientamento ESMA, pubblicato il 4 marzo 2021, che la Consob richiede di adottare a partire dal 5 maggio 2021 con il “Richiamo di attenzione n. 5/21 del 29 aprile 2021”.
L’EBITDA, l’EBIT e il Totale indebitamento finanziario, 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 pr incipi 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.
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RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE CONSOLIDATA AL 30 GIUGNO 2026
Highlights
Signori Azionisti,
il primo semestre del corrente anno ha visto, per la prima volta sull’intero periodo, l’apporto della produzione di Longanesi, che è risultata in linea con le previsioni più favorevoli tenuto conto dell’utilizzo degli impianti di prova e che ha determinato un incremento della produzione complessiva di gas del Gruppo rispetto al primo semestre 2025 attorno al 46%.
Sul medesimo ordine di grandezza si è assestata la crescita dei principali indicatori economici (Ebitda, nonché Ebit e Risultato Netto, nonostante l’aumento degli ammortamenti, in prevalenza connesso a Longanesi).
A tali risultati hanno inoltre contribuito, pur se in termini ben più contenuti, anche il ristabilimento di normali livelli di marginalità della B.U. Retail e per la B.U. Network l’apporto, per il solo secondo trimestre, delle risultanze della neoacquisita BS Reti Gas.
Al tempo stesso, nonostante gli investimenti su Longanesi e per l’acquisto della predetta società, si registra inoltre un primo saldo attivo della Posizione Finanziaria Netta.
SINTESI DEI RISULTATI ECONOMICI E PATRIMONIALI CONSOLIDATI
Nel primo semestre dell’esercizio l’ EBITDA ha raggiunto i 50,1 milioni di euro rispetto ai 32,8 milioni di euro del 2025 con una crescita da attribuire prevalentemente all’aumento delle produzioni di gas. L’EBIT si è attestato a 27,5 milioni di euro contro i 18,6 milioni di euro del 2025 con una crescita in valore assoluto inferiore a quella dell’ EBITDA per l’aumento degli ammortamenti di competenza del Gruppo (22,6 milioni di euro rispetto ai 14,1 milioni di euro del 202 5). Dopo oneri diversi per 0,9 milioni di eu ro il Risultato Operativo è stato p ari a 26,6 milioni di euro (18,6 milioni di euro nel 2025).
A valle del Risultato Operativo gli oneri finanziari netti che comprendono oneri di attualizzazione fondi per 2,7 milioni di euro ( come nel 2025) hanno registrato un significativo calo (3,8 milioni di euro contro 4,3 milioni di euro del 2025) riflettendo la minore esposizione finanziaria nel corso del semestre.
Le imposte sul reddito sono state pari a 7,0 milion i di euro rispetto a 4,1 milioni di euro del corrispondente periodo del 2025 per effetto della crescita del risultato economico .
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 8 Il semestre si è chiuso inf ine con un utile netto di 15,9 milioni di euro rispetto a 10,2 milioni di euro del corrispondente periodo del 2025.
Sotto il profilo patrimoniale e finanziario, il Gruppo conferma la solidità della propria struttura.
Gli investimenti sono stati in forte crescita rispetto al dato del 202 5 (42,5 milioni di euro contro 9,1 milioni di euro del corrispondente periodo dell’esercizio precedente) a seguito dell’acquis izione (per 28,5 milioni di euro) della newco BS Reti Gas S.r.l. a cui Italgas S.p.A. ha conferito alcuni impianti di distribuzione gas dell’ATEM Brescia 5 – Sud Est con circa 19.000 Pdr.
Il pagamento del corrispettivo dell’operazione è avvenuto in data 31 marzo 2026 mentre l’acquisizione si è perfezionata il 1° aprile 2026. Gli altri investimenti hanno riguardato prevalentemente le attività di sviluppo E&P (12,2 milioni di euro contro 7,4 milioni di euro del 202 5).
Gli investimenti sono stati finanziati tramite le linee già disponibili ed il cash flow delle attività operative.
L’indebitamento finanziario netto ha registrato un saldo a credito di 10,6 milioni di euro rispetto ad un saldo a debito di 5,5 milioni di euro di fine 2025 grazie ai positivi flussi di cassa di tutte le attività operative del Gruppo. L’indebitamento finanziario include per 9,4 milioni di euro (17,3 milioni di euro a fine 202 5) gli effetti contabili dell’applicazione del principio contabile IFRS 16 , al netto dei quali risulterebbero disponibilità nette per 20,0 milioni di euro .
A fine semestre il rapporto tra indebitamento finanziario e patrimonio netto è diventato di segno negativo (-0,04) rispetto al già contenuto dato ma di segno positivo di fine 202 5 (+0,02).
SCENARIO DI RIFERIMENTO
Il primo semestre 2026, dopo i primi mesi, ha dovuto scontare il blocco di Hormuz e gli effetti degli attacchi ucraini al sistema di raffinazione e ad altre infrastrutture energetiche russe.
La domanda di idrocarburi si è comunque confermata sostanzialmente anelastica, con una previsione di consumi 2026 su 2025 in calo di 1,6 m ilioni di barili/giorno per il petrolio ( - 1,5%, stime IEA) e dello 0,2 % per il gas naturale (stima IGU).
I prezzi sono stati caratterizzati da altissima volatilità, in buona parte riflesso del variare quotidiano se non orario delle aspettative del mercato relative ai tempi del conflitto iraniano e della riapertura di Hormuz.
Il Brent prima dell’inizio del conflitto navigava tra i 60 e i 70 dollari/barile e da allora è arrivato ad oltre i 110 dollari per poi scendere (all’annuncio a luglio della tregua) quasi a 70 e infine rimbalzare a seconda del sentimento del mercato tra 80 e 100 dollari.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 9 Il gas in Europa quotava nell’intorno di 30 Euro MWh; si è messo a oscillare tra 40 e 50 con punte oltre i 60 e ha infine superato i 70 Euro MWh. Eccezione alla regola è stato il gas americano (Henry Hub) che è quasi raddoppiato di prezzo prima del conflitto per ragioni insieme metereologiche (ondata di gelo) e finanziarie (volume delle posizioni corte), per poi tornare ai valori precedenti e mantenersi stabile dall’inizio della guerra. Si è insomma confermata la condizione di isolamento del mercato americano e di sua indifferenza alla crisi mediorientale.
In punto di petrolio, più ancora dei movimenti di prezzo in assoluto sarebbero da tenere sotto osservazione i movimenti di prezzo dei prodotti raffinati. I greggi dei Paesi del Golfo sono in prevalenza medio pesanti e in raffinazione il loro impiego ottimale è per la produzione di prodotti intermedi (gasolio, jet fuel, ecc.). Le raffinerie russe coinvolte sono a loro volta anche per la qualità del greggio nazionale orientate allo stesso tipo di produzione. Tra blocco di Hormuz e attacchi alle raffinerie russe è venuta così meno una quota significativa della capacità di raffinazione mondiale (e la perdita di capacità russa è ormai superiore a quella del Golfo) e si è moltiplicato il margine di raffinazione (crack spread , ovvero la differenza tra il prezzo di acquisto della materia prima e il prezzo di vendita del prodotto raffinato). Un margine di 20 dollari/barile rende comodamente profittevole la raffinazione e oggi stiamo parlando di 40/50 dollari con punte arrivate vicino a 90 per diesel e jet fuel.
In punto di gas , la situazione europea nel breve potrebbe avere connotazioni di criticità. Gli scenari prebellici lo davano abbondante per l’inverno a venire, grazie anche alla progressiva entrata in funzione di nuovi impianti di liquefazione (prevalentemente negli Stati Uniti). Il blocco del Golfo ci ha però sottratto il 20% del GNL corrente; un 17/18% della capacità di liquefazione qatarina è andata distrutta (e il suo ripristino richiederebbe dai 4 ai 5 anni); e il progettato raddoppio della capacità è stato rallentato dagli eventi bellici. Il GNL che proveniva dal Golfo era pari al 3% dei consumi mondiali di gas naturale e il suo rimpiazzo non è immediato. Il che alle soglie dell’autunno dà ragione del perché dall’inizio della guerra il prezzo del petrolio sia cresciuto fino al 40% del prezzo prebellico mentre il prezzo del gas europeo sia arrivato a più che raddoppiare.
Lo scenario per il secondo semestre di quest’anno e l’anno a seguire è perciò e di necessità ridotto poco più di uno stato d’animo e si fa funzione del quantum e del quando di una qualche restaurata normalità di traffici e flussi.
Di fatto la maggior parte degli analisti ipotizza più scenari, stimati per Hormuz in funzione dei tempi e delle modalità della normalizzazione. Per comodità di riferimento, di seguito si utilizzano come fonti EIA e Goldman Sachs .
L’ipotesi più seguita (normalizzazione graduale entro il 2026) proietta un prezzo medio 2026 intorno agli 87 dollari/barile (EIA STEO, proiezione di a gosto) e un 2027 intorno ai 69 (Goldman
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 10 Sachs, fine l uglio).
Il gas e uropeo chiuderebbe l’anno oltre i 60 € MWh, scalando a 31 nel 2027. Il gas americano si manterrebbe sostanzialmente stabile intorno (al cambio odierno) ai 10 € MWh.
Lo scenario cambierebbe radicalmente in caso di disruption prolungata oltre la fine del 2026, con il petrolio che a fine anno viaggerebbe intorno ai 100 dollari/barile e il gas che prima della fine dell’anno secondo Goldman Sachs potrebbe almeno temporaneamente superare i 100€ MWh.
Con l’avvertenza che tutti gli scenari sono soggetti a revisione quasi quotidiana, in funzione del cambiar di sentimento circa i tempi della crisi e che l’unica certezza sembrerebbe essere che la volatilità dei prezzi continuerà ad accompagnarci.
Cambio euro/dollaro
Nel corso del primo semestre del 2026 la media del cambio €/$ si è attestata a 1,17 in crescita rispetto ai valori del corrispondente periodo dell’esercizio precedente (pari a 1,09).
Si riporta qui di seguito il trend delle quotazioni del gas naturale (TTF) e del Brent , espresso in dollari ed euro al barile.
Grafico 1 – Trend Prezzo del gas naturale Spot TTF (Borsa del Gas Olandese)
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 11 Grafico 2 – Trend Prezzo del Brent (USD )
Grafico 3 – Trend Prezzo del Brent (EUR)
L’evoluzione del mercato dell’energia nel primo semestre è stata condizionata dalle vicende del Medio Oriente, con alterne quotazioni legate ai continui cambiamenti di strategia delle parti in guerra.
A questo stato di cose si deve aggiungere il diverso comportamento tenuto dai vari Paesi nel settore del gas, con una situazione all’interno dell’Europa molto differenziata sia per gli approvvigionamenti (alcuni fruiscono ancora delle forniture della Russia) che per la politica nella gestione delle scorte negli impianti di stoccaggio.
I riflessi sui prezzi azionari di mercato sono evidenti e mostrano una volatilità significativa: il prezzo minimo del periodo è risultato pari a € 5,30 e il massi mo a € 7,94, con un andamento che nei tre mesi da aprile a giugno ha performato meno del mercato, come risulta dal grafico esposto .
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 12 Anche i volumi hanno manifestato un andamento molto variabile con una media di 142 mila azioni al giorno rispetto a un massimo di 1,6 milioni di pezzi.
L’aspettativa è che il consuntivo del primo semestre 2026 e il buon andamento delle attività estrattive restituiscano al titolo un corretto posizionamento, in linea con il mercato di riferimento e con le valutazioni d ell’analist a di riferimento che individua un prezzo target di € 8,00.
Grafico 4 – Trend Borsistico (1 ° gennaio 2026 all’8 settembre 2026)
Di seguito viene commentato l’andamento delle singole business unit nel corso del primo semestre dell’anno .
Business U nit Exploration & Production Nella seguente tabella, al fine di consentire una corretta comparazione dei dati, sono esposti i risultati delle singole società facenti parte della B usiness Unit E&P ed operanti in Italia (B.U. E&P Italia ), ossia Gas Plus Italiana S.r.l. (di seguito GPI) e Società Padana Energia S.r .l. (di seguito SPE) , e in aggregato quelli dell e società attive all’estero (B.U. E&P Estero ), ossia Gas Plus International B.V . e Gas Plus Dacia S.r.l..
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 13
30/06/20 26
GPI SPE ESTERO TOTALE
Produzione lorda (MSmce) 17,4 87,0 55,5 159,9 Ricavi (mln €) 8,5 45,4 21,9 75,8
EBITDA (mln €) 2,1 28,5 13,4 44,0
Investimenti esplorativi (mln €) 0,1 - 0,2 0,3 Investimenti di sviluppo (mln €) - 12,0 0,2 12,2
30/06/202 5
GPI SPE ESTERO TOTALE
Produzione lorda (MSmce) 19,4 44,2 55,3 118,9 Ricavi (mln €) 10,5 23,9 24,6 59,0
EBITDA (mln €) 4,8 9,6 14,2 28,6
Investimenti esplorativi (mln €) 0,1 0,1 0,1 0,3 Investimenti di sviluppo (mln €) 0,4 6,4 0,6 7,4
ITALIA
Risultati economici
Sotto il profilo dell’andamento economico , il primo semestre del 2026 è stato caratterizzato da un aumento dei ricavi ( +19,5 milioni di euro) legat o prevalentemente alla crescita delle produzioni di gas (circa + 94%).
L’EBITDA ha pertanto raggiunto i 30,6 milioni di euro contro i 14,4 milioni di euro del corrispondente periodo del 2025 ed ha scontato oneri fiscali ( royalties ) per 3,1 milioni di euro (1,6 milioni di euro nel 202 5).
Produzione
Al termine del primo semestre del 2026 la produzione lorda di gas, condensati e petrolio è stata pari a 104,4 MSmce, di cui 17,4 MSmce relativi a GPI e 87,0 MSmce relativi a SPE.
In termini di tipologia di prodotto la produzione lorda di gas del periodo è stata pari a 103,5 MSmc contro 53,3 MSmc del primo semestre 2025. L ’incremento è principalmente attribuibile al contributo temporale della concessione “Longanesi” che nel 2026 ha beneficiato d ell’intero semestre di produzione mentre nel 2025 era stata avviata la produzione solo a partire dal mese di marzo, raggiungendo livelli commerciali dall’inizio del mese di giugno.
L’andamento produttivo del primo semestre 2026 ha, per contro, confermato i limiti dell’impianto temporaneo, già riscontrati nell’ultima parte dell’anno 2025, dovendo rimodulare a livelli inferiori al periodo pregresso la produzione del giacimento per consentire una continuità produttiva. Come evidenziato anche nella relazione di commento ai risultati dell’anno 2025, gli
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 14 impianti temporanei utilizzati per le prove di esercizio se da un lato hanno consentito l’anticipo della produzione durante la costruzione degli impianti definitivi dall’altro lato presentano caratteristiche di efficienza non sovrapponibili a questi ultimi.
Relativamente alle produzioni degli altri giacimenti si è registrata una riduzione di produzione di circa il 1 3%, in linea con le previsioni di budget. Sono attualmente in fase conclusiva le attività di manutenzione necessarie all’installazione di un’isola di compressione per la concessione Spilamberto e per le concessioni di Fornovo di Taro e Monteardone, necessarie per contrastare il naturale declino della produzione.
La produzione di petrolio e condensati è stata invece pari a 0,9 MSmce contro 10,3 MSmce del primo semestre del 2025, in riduzione sostanzialmente a causa della fermata definitiva della produzione della concessione Mirandola.
PRODUZIONE LORDA DI GAS
(MSmc)
PRODUZIONE LORDA DI PETROLIO E CONDENSATI
(Msmce)
1° Semestre
2026 1° semestre
2025 Differenza
2026-2025 1° semestre 2026 1° semestre
2025 Differenza
2026-2025
GPI 17,2 19,1 (1,9) GPI (*) 0,2 0,3 (0,1)
SPE 86,3 34,2 52,1 SPE 0,7 10,0 (9,3)
Totale 103,5 53,3 50,2 Totale 0,9 10,3 (9,4)
* Il da to di Produzione lorda di petrolio e condensati è comprensivo del valore della Concessione B.C7.LF S.Maria a Mare e non de l valore del campo Sarago Mare.
Sviluppo
Nel primo semestre del 2026 sono proseguiti i lavori per l’adeguamento della centrale di trattamento gas di San Potito della concessione “Longanesi” con la società Rosetti Marino S.p.A. ed i lavori per la realizzazione degli impianti di superficie delle aree pozzo della concessione con la società Max Streicher S.p.A. .
Nell’ultima parte del corrente anno è prevista l’interruzione della produzione del giacimento per consentire l’avvi o delle attività propedeutiche al passaggio dagli impianti temporanei a quelli definitivi allo scopo di avviare quest’ultimi nel primo trimestre del 2027.
Tale periodo di fermo produttivo sarà molto importante non solo per la transizione agli impianti definitivi, ma anche per gli approfondimenti che verranno parallelamente svolti come la campagna di registrazione dei profili statici di pressione e temperatura sui singoli pozzi e la collezione delle informazioni utili per la valutazione del reservoir.
Sempre nel primo semestre del 2026, sono proseguite le analisi e gli studi necessari alla ripresa della produzione di alcuni giacimenti del parco titoli della Business Unit .
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 15
Chiusure Minerarie
Sono proseguite le attività preliminari al ripristino delle aree dei pozzi Palmori 1 e Palmori 4 della concessione Masseria Acquasalsa.
Sono inoltre proseguite le attività di chiusura mineraria dei pozzi del campo Muzza della concessione Recovato e le attività di chiusura mineraria di uno dei pozzi della concessione Mirandola.
Esplorazione e ricerca Sono proseguite le revisioni sismiche e gli studi geologici e geofisici sui principali siti, necessari per programmare interventi di miglioramento della produzione.
Patrimonio titoli
Nel primo semestre del 2026, non si segnalano variazioni del patrimonio titoli della Business Unit.
Pertanto, i l numero complessivo delle concessioni di coltivazione rimane di 39 di cui 28 concessioni con il Gruppo in veste di operatore e 11 in veste di partner non operatore.
Gruppo operatore Terzi operatori Totale Istanze di concessione 0 1 1 Permessi di ricerca 0 1 1 Concessioni di coltivazione 28* 11 39
* di cui n.9 concessioni di Società Padana Energia S.r.l. e n. 19 concessioni di Gas Plus Italiana S.r.l.
Riserve
Le riserve 2P complessive di idrocarburi al 30 giugno 2026 sono stimate nelle seguenti
quantità:
31/12/2025 30/06/2026
GPI SPE Totale GPI SPE Totale Gas naturale (milioni di metri cubi) 887,5 1.904,3 2.791,8 870,3 1.818,0 2.688,3 Petrolio e condensati (milioni metri cubi equivalenti) 4,4 8,0 12,4 4,2 7,3 11,5 Totale idrocarburi (milioni metri cubi equivalenti)* 891,9 1.912,3 2.804,2 874,5 1.825,3 2.699,8
* Il barile di petrolio ed i condensati sono stati convertiti in metri cubi di gas equivalente utilizzando rispettivamente il c oefficiente divisore di 0,00602 e di 0,00636 Le riserve al termine del primo semestre del 202 6, non essendo state rilevate variazioni, risultano pari a quelle certificate, a conclusione del 202 5, dall’esperto indipendente SIM al netto della produzione del periodo di riferimento.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 16 Altre informazioni attinenti all’attività del periodo Relativamente alla concessione di Garaguso, la cui attività produttiva è ripresa all’inizio del 2019, dopo la conclusione della seconda procedura arbitrale che ha previsto la destituzione dell’Operatore, lo stesso Operatore destituito ha impugnato detto lodo dapprima davanti al Tribunale di Milano con esito negativo e successivamente alla Corte di Appello di Milano. Dato il rigetto dell’appello, i ricorrenti hanno successivamente presentato ricorso in Corte di Cassazione, rispetto al quale Gas Plus Italiana S.r.l. ha presentato controricorso. Si è ora in attesa della fissazione dell’udienza.
È inoltre in discussione la valorizzazione di alcune poste con l’operatore Energean relative ad un titolo a mare gestito dallo stesso.
Si rimanda poi a quanto riportato nella Relazione al Bilancio 2025 al paragrafo “Sicurezza e Ambiente” in ordine ad alcuni procedimenti amministrativi di natura ambientale ed ai giudizi instaurati, precisando che nello scorso mese di luglio il Consiglio di Stato si è espresso accogliendo tutti gli appelli presentati per i quali si è già tenuta l’udienza di discussione, annullando i provvedimenti provinciali di individuazione del soggetto responsabile che erano stati impugnati per carenze nelle fase istruttoria. L’amministrazione provinciale dovrà ora riavviare ex novo l’iter per l’individuazione del soggetto responsabile nel rispetto del vincolo conformativo derivante dalle suddette sentenze.
Inoltre, perseguendo nell’indirizzo assunto con la sentenza del 19 agosto 2025 richiamata nella Relazione al Bilancio 2025, il Consiglio di Stato ha annullato due provvedimenti regionali che imponevano alla controllata l’adozione di una serie di misure, confermando così la limitazione della portata delle attività richiedibili dalla Pubblica Amministrazione alla controllata quale soggetto non responsabile della contaminazione.
In ogni caso, alla luce dell’esito di detti giudizi e sulla scorta dei pareri tecnici e legali ottenuti, si continua a ritenere del tutto marginale, ed addirittura nullo in taluni casi, il potenziale grado di coinvolgimento della controllata in ordine sia nell’attribuzione della responsabilità, sia negli oneri che ne dovessero derivare.
Per quanto concerne invece gli interventi normativi e legislativi con un potenziale impatto sulle attività della B.U. E&P si rinvia a quanto esposto al paragrafo “Rischi normativi e regolatori” della presente relazione.
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ESTERO
Con riferimento alle attività E&P all’estero, data la rilevanza del progetto, vengono di seguito commentate esclusivamente quelle in Romania (tramite Gas Plus Dacia S.r.l.).
Risultati economici
I ricavi del primo semestre 202 6 sono stati pari a 21,9 milioni di euro ( 24,6 milioni di euro nel 2025) a fronte di produzioni in linea con quelle del corrispondente periodo dell’anno precedente ed hanno scontato l’effetto negativo delle coperture sulle commodity per circa 2,4 milioni di euro.
L’EBITDA ha raggiunto i 13,4 milioni di euro (14,2 milioni di euro nel 2025) ed ha scontato oneri fiscali ( royalties e windfall tax) per 4,0 milioni di euro (come nel corrispondente periodo del 2025).
Produzione
La produzione lorda del primo semestre 2026 , in quota Gas Plus , è stata di circa 5 5,5 MSmc , sostanzialmente in linea con quella del corrispondente periodo del 2025 (55,3 MSmc ).
Attività del periodo Nel corso del primo semestre del 2026 sono proseguite le attività operative e gli investimenti mirati all’ottimizzazione della produzione, al conseguimento degli obiettivi come da programma ed al mantenimento degli attuali livelli produttivi giornalieri (“plateau”) dei campi off-shore di Ana e Doina (circa 3 milioni di metri cubi al giorno).
Sono stati inoltre completati interventi finalizzati al miglioramento dell’efficienza operativa e della sicurezza della piattaforma Ana, nonché alcune opere di potenziamento delle infrastrutture nell’area dell’impianto di trattamento del gas.
Nel primo semestre del 2026, inoltre, si è conclusa l'interpretazione del volume sismico 3D (circa 700 km2 di dati), che era stato rielaborato durante il 2025 con l'obiettivo di migliorare la qualità dei dati sismici esistenti. Tale obiettivo è stato raggi unto. Il lavoro di interpretazione ha permesso di individuare, all'interno delle concessioni di Ana e Doina, alcune zone prospettive in termini di potenziale minerario. Attualmente, sono in corso approfondimenti geologici e geofisici per valutare la fattibilità di futuri programmi esplorativi.
Nel frattempo, in linea con le vigenti direttive europee in materia, continuano gli studi economici e di fattibilità per progetti in ambito di riduzione, cattura e stoccaggio di CO2 nei campi non più in produzione e per progetti che riguardino l’utilizzo futuro delle infrastrutture esistenti , ad uso anche di terzi.
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Riserve
La stima delle riserve 2P dei due giacimenti, a giugno 202 6 è valutata in circa 0,4 miliardi di standard metri cubi per la quota del 10% di interesse di Gas Plus.
Per quanto concerne invece gli interventi normativi e legislativi con un potenziale impatto sulle attività della B.U. E&P, si rinvia a quanto esposto al paragrafo “Rischi normativi e regolatori” della presente relazione.
Business Unit Retail I principa li dati della Business Unit Retail relativi al primo semestre del 2026 sono i seguenti:
30/06/2 6 30/06/ 25
Volumi venduti (MSmc) 22,9 25,7 Ricavi (mln €) 21,9 26,5
EBITDA (mln €) 2,7 0,2
Risultati economici ed andamento del periodo I risultati economici del primo semestre 2026 , a livello di EBITDA , registrano un sensibile aumento rispetto al semestre del precedente esercizio (2,7 milioni di euro rispetto a 0,2 milioni di euro del 2025), influenzati:
- in primo luogo, da componenti positive non ricorrenti (per circa 0,5 milioni di euro) derivanti dalle ulteriori sessioni di aggiustamento Snam relative all’anno 2022 mentre il corrispondente periodo dell’anno precedente aveva scontato componenti negative non ricorrenti (pe r circa 1,8 milioni di euro) sempre conseguenti alle sessioni di aggiustamento Snam per gli anni 2020 -
2022. Al netto di tali componenti l’EBITDA si sarebbe assestato a 2,2 milioni di euro nel 2026 rispetto a 2,0 milioni di euro del 2025;
- dalla riduzione dei ricavi ( -17,4%) dovuti ad una riduzione dei volumi venduti ( -11,0%) riconducibile alla variazione in diminuzione dei clienti serviti ( -7,4%) ed alla diminuzione degli scenari relativi al prezzo della materia prima che hanno interessato i mesi di gennaio e febbraio, periodo più energivoro dell’anno.
Business Unit Network La Business Unit Network opera, al 30 giugno 2026, nell’attività di distribuzione gas in 54 Comuni delle regioni Lombardia e Emilia-Romagna rispetto ai 40 dello scorso anno a seguito
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 19 dell’acquisizione di BS Reti Gas S.r.l. .
Il 31 marzo 2026 GP Infrastrutture S.r.l. con atto (Rep. n. 31762) a rogito del prof. Trimarchi, notaio in Milano, ha infatti acquistato con effetti a decorrere dal 1° aprile 2026 una quota rappresentativa dell’intero capitale sociale della predetta società. Per effetto di tale operazione sono stati acquis iti gli impianti di distribuzione di 14 Comuni situati nelle provincie di Brescia e Mantova dell’ATEM “Brescia 5 Sud-Est”, a cui corrispondono circa 19.000 PdR, circa 37 milioni di smc/anno distribuiti di gas ed una RAB 2026 pari a circa 25,8 milioni di euro .
I principali dati della Business Unit Network relativi al primo semestre del 2026 sono i
seguenti:
30/06/ 26 30/06/ 25
Volumi distribuiti (MSmc) 104,0 103,7 Ricavi (mln €) 9,2 9,0
EBITDA (mln €) 4,6 5,1
Investimenti (mln €) 29,8 1,4
Risultati economici
I ricavi del primo semestre 2026 si sono attestati a 9,2 milioni di euro rispetto ai 9,0 milioni di euro del 2025, mentre l’ EBITDA ha raggiunto i 4,6 milioni di euro rispetto a i 5,1 milioni di euro del 2025. A partire dal 1° aprile 2026, tali risultati recepiscono le componenti economiche di BS Reti Gas S.r.l.
Si segnala che, nel primo semestre del 2025, avevano incluso componenti positive non ricorrenti per circa un milione di euro derivanti dai conguagli dei saldi di perequazione per gli anni dal 2020 al 2023 che avevano del tutto compensato gli effetti della riduzione (circa 0,6 milioni di euro) del Vincolo Ricavi (VRT) a seguito del calo del WACC dal 6,5% al 5,9%.
Nel corso del primo semestre la Business Unit Network ha distribuito 104,0 MSmc di gas rispetto ai 10 3,7 MSmc del 202 5. Nonostante l’apporto di BS Reti Gas S.r.l. per circa 5,5 Mln/Smc i volumi di gas distribuito risultano sostanzialmente in linea con l’analogo periodo del 2025 (+0,3%) anche a causa delle condizioni climatiche più miti.
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 (ATEM); pertanto, nelle more della definizione degli aspetti propedeutici la gara d’ambito, i gestori continuano ad erogare il servizio, anche oltre la scadenza
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 20 naturale e/o ope legis concordata.
Con il “DDL Concorrenza 2022” (approvato con la Legge n. 118/2022), sono previsti interventi destinati alle gare per il servizio di distribuzione gas naturale: in particolare, la principale novità riguarda il riconoscimento, a favore degli Enti concedenti, del valore di rimborso dei cespiti di proprietà pubblica, calcolato tramite l’applicazione delle Linee Guida MISE (DM 22/05/2022).
Al 30 giugno 2026 sono stati pubblicati 53 bandi di gara, tra i quali l’ATEM di “Piacenza 1 -
Ovest” comprendente 4 c omuni gestiti della Business Unit . I primi bandi e disciplinari (oggetto di numerose impugnazioni al TAR) hanno evidenziato come le procedure ed i meccanismi attuativi adottati per lo svolgimento delle gare risultino complessi e di difficile implementazione.
Nell’ATEM di “Milano 1”, la Stazione appaltante ha assegnato, a valle di ampio contenzioso, (con ricorsi presentati da entrambi i partecipanti) l’aggiudicazione definitiva, a cui ha fatto seguito la stipula del nuovo contratto, ad Unareti S.p.A. (gruppo A2A).
Negli ATEM di “Torino 1”, “Torino 2”, “Torino 5”, “Belluno”, “Valle d’Aosta”, “La Spezia”, “Catanzaro -Crotone” e “Biella” le relative Stazioni appaltanti hanno provveduto all’aggiudicazione definitiva alla società Italgas Reti S.p.A. .
Nell’ATEM di “Napoli 1”, a seguito della sentenza del Consiglio di Stato, è stata confermata l’aggiudicazione a favore della Società 2i Rete Gas S.p.A. (oggi Italgas Reti S.p.A.).
Nell’ATEM di “Udine 2”, l’aggiudicazione è stata assegnata all’incumbent AcegasApsAmga S.p.A. (gruppo Hera).
Nell’ATEM di “Rimini”, l’aggiudicazione è stata assegnata all’incumbent Adrigas S.p.A.
Negli ATEM di “Trento 1”, “Trento 2” e “Trento 3” la Stazione appaltante ha pubblicato una gara unica e l’aggiudicazione è stata assegnata all’incumbent Novareti S.p.A.
I termini di scadenza per la pubblicazione dei bandi di gara sono stati approvati con il Decreto -
legge n. 210/2015 (Milleproroghe 2016, convertito nella legge n. 21/2016) e sono tutti scaduti. La Business Unit continua la propria attività finalizzata alla definizione del valore di rimborso degli impianti e degli ulteriori adempimenti previsti dalla normativa di settore in vista delle future gare d’ambito.
Tariffe di distribuzione Con la deliberazione n. 532/2025/R/gas, ARERA ha approvato la proroga dell’attuale sistema tariffario per gli anni 2026 e 2027, allungando quindi la durata dell’attuale periodo regolatorio di un biennio. Pertanto, per i prossimi anni non sono previste modi fiche nella struttura delle componenti
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 21 tariffari. Nel frattempo , è intenzione di ARERA sviluppare le proposte per l’implementazione del sistema tariffario ROSS (Regolazione per Obiettivi di Spesa e di Servizio), già attivo in altri servizi infrastrutturali elettrici e gas. Con il DCO 267/2026/R/gas è stata pubblicata la prima consultazione in merito, con l’obiettivo di poter disporre del documento finale nell’anno 2027.
Con la deliberazione n. 574/2025/R/gas sono state approvate le tariffe obbligatorie 2026, mentre con la deliberazione 107/2026/R/gas sono state approvate le tariffe di riferimento definitive (quindi il VRT) per l’anno 2025.
Ambito regolatorio e normativo In merito all’obbligo di messa in esercizio dei gruppi di misura elettronici si è conclusa con successo , entro il 31/12/2023, la campagna di sostituzione prevista dall’ARERA di una quota pari al 85% dei misuratori G4 e G6 con smart meters. Ad oggi l’Autorità non ha posto in capo agli esercenti nuovi obblighi . La Business Unit prosegue, comunque, sia l’installazione di smart meters gas presso i nuovi PdR, sia la campagna di sostituzione dei restanti contatori tradizionali. Investimenti La Business Unit , al termine del primo semestre del 2026, ha effettuato investimenti sugli impianti per 29,8 milioni di euro di cui 28,5 milioni di euro per l’acquisizione di BS Reti Gas S. r.l..
Tee In data 21 luglio 2025 è stato approvato da parte del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, il decreto ministeriale contenente l’indicazione dei nuovi obblighi per gli anni 2025 -
2030.
L’obbligo per l’anno 2026 non è ancora stato determinato da ARERA e sarà noto entro la fine del corrente anno.
Altre attività e attività non allocate: B usiness Unit Storage
Risultati economici
Le attività nel settore dello “stoccaggio di idrocarburi” sono state incluse tra le “altre attività e attività non allocate” nella nota esplicativa al bilancio consolidato dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 202 5 n. 6, Informativa di settore, che comprendono principalmente, oltre alle attività della Business Unit Storage , le attività relative alle funzioni comuni e servizi centralizzati della capogruppo Gas Plus S.p.A. (nel seguito “Gas Plus”, la “Società” o la “Capogruppo”). L’inclusione nelle “altre attività e attività non allocate” 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 pertanto
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 22 non consegue ancora ricavi. Da segnalare inoltre che la Business U nit Storage non consuntiva significativi valori patrimoniali e significativi costi di gestione, essendo state mantenute in carico esclusivamente le spese per gli studi (in particolare tecnici e progettuali) e per le attività connesse alla prosecuzione dei relativi iter autorizzativi ed al successivo affidamento delle opere da realizzarsi, dopo aver imputato, nell’esercizio 2014, a conto economico integralmente le opere sino ad allora eseguite sui siti prima del completamento degli iter autorizzativi.
Attività del periodo Le attività nel settore dello stoccaggio di gas sono relative allo sviluppo di tre progetti, 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 90% di competenza del Gruppo Gas Plus, da raffrontare con i circa 13 miliardi di metri cubi di capacità nazionale, al netto dello stoccaggio strategico. 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 consentirebbe di beneficiare di una significativa “massa critica” in termini di volumi di gas trattabili e di importanti sinergie.
Nel corso del 2014 erano stati rilasciati i provvedimenti di compatibilità ambientale (VIA) per i progetti Poggiofiorito e San Benedetto.
Per quanto riguarda il progetto San Benedetto, l’ultimo ricorso davanti al TAR Lazio promosso da alcuni cittadini del Comune di San Benedetto per l’impugnazione del Decreto di VIA, è stato respinto con sentenza definitiva del 31 gennaio 2025.
Nel contempo, nel mese di febbraio 2019, erano state presentate da Gas Plus Storage le istanze di proroga della VIA per i progetti di San Benedetto e Poggiofiorito.
In relazione all’istanza di proroga della VIA per il progetto San Benedetto, con Decreto Ministeriale del 13 luglio 2022 è stata negata la proroga al termine di efficacia della VIA. All’esito dei giudizi instauratisi avanti i competenti organi di giustizia amministrativa il predetto decreto è stato annullato con sentenza del TAR Lazio confermata anche dal Consiglio di Stato (luglio 2024).
In ossequio alla sentenza del TAR, il procedimento volto alla proroga della validità della VIA per il progetto San Benedetto è stato riavviato nel novembre 2023 e la Commissione Tecnica di verifica dell’impatto ambientale - VIA e VAS, con parere n° 41 del 10 gennaio 2025, ha espresso parere favorevole, con prescrizioni, circa l’istanza di proroga e con D.M. n° 559 del 24 settembre 2025 il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) ha concesso una proroga di 6 anni della validità della VIA sino al 22 giugno 2026.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 23 Tale D.M. è stato impugnato davanti al TAR Lazio dal Comune di San Benedetto che ha contestato la legittimità del provvedimento ministeriale e la cui udienza pubblica si è tenuta lo scorso 11 febbraio. Il TAR Lazio con sentenza pubblicata il 5 marzo 2026 ha respinto il ricorso del Comune, il quale ha successivamente impugnato la sentenza con appello al Consiglio di Stato notificato in data 27 maggio 2026. Il Consiglio di Stato ha fissato l’udienza pubblica al 19 novembre 2026.
Anche Gas Plus Storage si è vista costretta ad impugnare il decreto di proroga nella parte in cui, pur avendo accolto l’istanza di proroga, sembra far retroagire la decorrenza di tale termine alla data di scadenza del titolo prorogato, anziché alla data di rilascio della proroga stessa e/o quantomeno alla data di riavvio del procedim ento di proroga avvenuto il 23 novembre 2023. L’udienza pubblica si è tenuta il 25 febbraio 2026 ed in data 12 marzo 2026 è stata pubblicata la sentenza del TAR Lazio che ha respinto il ricorso di Gas Plus Storage.
Nel contempo Gas Plus Storage, in data 20 febbraio 2026, ha presentato una nuova istanza di proroga quinquennale della VIA.
Per quanto riguarda l’istanza di proroga della VIA relativa al progetto Poggiofiorito la Commissione VIA -VAS del MASE ha espresso parere favorevole alla proroga della VIA con il parere n. 111 del 6 ottobre 2025.
Il Gruppo, pur dovendo fronteggiare in parte dell’opinione pubblica un atteggiamento notevolmente critico rispetto alla realizzazione di nuove infrastrutture energetiche, resta costantemente impegnato nel proseguimento di tutte le attività tecniche e, eventualmente, delle azioni di carattere legale che risulteranno necessarie per completare gli iter autorizzativi di tali progetti, di rilevanza energetica nazionale.
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COMMENTO AI RISULTATI ECONOMICI E ALLA SITUAZIONE PATRIMONIALE
CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO
Importi in migliaia di euro
30/06 /2026
30/06/20 25 (*)
Ricavi 87.776 80.724 Altri ricavi e proventi 1.150 1.018
TOTALE RICAVI 88.926 81.742
Costi per materie prime e materiali di consumo (5.197) (18.898) Costi per servizi e d altri (29.6 92) (26.050 ) Costo del personale (3.900) (4.039)
MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA) 50.137 32.755
Ammortamenti e svalutazioni (24.164) (14.109) Altri ricavi e proventi 1.538 -
EBIT 27.511 18.646
Oneri diversi (910) -
RISULTATO OPERATIVO 26.601 18.646
Proventi finanziari 455 409 Oneri finanziari (4.214) (4.737)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 22.842 14.318
Imposte sul reddito (6.967) (4.143)
RISULTATO DEL PERIODO 15.875 10.175
(*) Dati riesposti considerando, nel caso di concessioni di coltivazione mineraria in cui Gas Plus svolge il ruolo di Operatore, solo i relativi ricavi e costi per la quota di partecipazione d i Gas Plus.
L’andamento economico del primo semestre dell’anno riflette l e maggiori produzioni di gas grazie al contributo, per l’intero periodo, della concessione Longanesi la cui attività è stata avviata nel corso de l primo semestre dello scorso anno .
I ricavi sono infatti passati da 80.724 migliaia di euro del 202 5 a 87.776 migliaia di euro del 2026 ed hanno prevalentemente riguardato l’attività di esplorazione e produzione di gas proveniente dai giacimenti del Gruppo (B.U. E&P ) e la vendita di gas a clienti finali ( B.U. Retail ). L’attività di distribuzione gas ( B.U. Network ) è infatti tuttora svolta per una consistente parte nei confronti di una società del Gruppo ed il relativo contributo in termini di ricavi risulta limitato dalla conseguente elisione delle 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 es plorazione e produzione di gas (B.U. E&P) , a fronte di produzioni in crescita, ha generato ricavi per 59.278 migliaia di euro ( 46.298 migliaia di euro nel 202 5) di cui 37.377 migliaia di euro (21.745 migliaia di euro nel 202 5) conseguiti in Italia e 21.901 migliaia di euro ( 24.553 migliaia di euro nel 202 5) all’estero. Tali ricavi sono comprensivi dell’effetto negativo delle coperture
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 25 sulla commodity per 4.736 migliaia di euro ( effetto positivo di 115 migliaia di euro nel 202 5).
L’aumento dei ricavi è interamente da attribuire all’aumento delle produzioni di gas in quanto i prezzi medi di vendita del semestre, comprensivi delle coperture effettuate, risultano lievemente inferiori a quelli del corrispondente periodo dell’anno prec edente.
Rimanendo nell’ambito dell’area E&P , l’attività di estrazione di petrolio e condensati, a causa delle minori produzioni a seguito della rinuncia, a far data dal 31 dicembre 2025, della concessione di Mirandola, ha visto invece scendere i propri ricavi da 2.848 migliaia di euro del 202 5 a 1.109 migliaia di euro del 202 6.
L’attività di vendita gas a clienti finali (B.U. Retail ), a fronte di una riduzione dei volumi venduti (-11,0%), anche per effetto di condizioni climatiche ancora particolarmente miti , ha registrato un a riduzione complessiv a dei ricavi che sono passati da 25.419 migliaia di euro del 2025 a 20.891 migliaia di euro del 2026.
Infine, l’attività di distribuzione gas metano (B.U. Network ), che ha invece evidenziato volumi distribuiti di gas sostanzialmente in linea con il 2025 (+0,3%) nonostante l’ampliamento del perimetro di attività, seppur con effetti dal secondo trimestre, ha registrato ricavi (al netto delle componenti infragruppo) per 5.171 migliaia di euro contro 5.203 migliaia di euro del 2025 che comprendevano tuttavia i conguagli positivi dei saldi di perequazione degli anni dal 2020 al 2023 per un ammontare complessivo di circa un milione di euro.
La voce altri ricavi e proventi ha registrato un lieve aumento rispetto al corrispondente periodo del 2025 (1.150 migliaia di euro contro 1.018 migliaia di euro del 202 5). Le principali componenti della voce in esame sono costituite dai contributi di allacciamento e dai servizi ad utenti gas (244 migliaia di euro contro 256 migliaia di euro) e dai contributi per l’acquisizione dei certificati di risparmio energetico (TEE), quest’ultimi in aumento rispetto al 2025 (656 m igliaia di euro contro 539 migliaia di euro del 202 5).
Dal lato dei costi, sono sensibilmente diminuiti i costi per materie prime e materiali di consumo, passati da 18.898 migliaia di euro del 202 5 a 5.197 migliaia di euro del 2026 con un calo complessiv o di 13.701 migliaia di euro. In questo ambito si è registrat a la forte riduzione dei costi d’acquisto del gas metano ( 3.063 migliaia di euro rispetto a 1 7.761 migliaia di euro del 202 5) per le diverse modalità di approvvigionamento gas da parte della B.U. Retail che attualmente prevede forniture soltanto da una società del Gruppo. Si è verificato in vece l’aumento dei costi per l’acquisto dei certificati di risparmio energetico – TEE ( 657 migliaia di euro rispetto a 535 migliaia di euro del 2025), in linea con l’andamento dei connessi ricavi.
Hanno invece registrato un aumento i costi per servizi ed altri il cui importo è stato pari a 29.692 migliaia di euro contro 26.050 migliaia di euro del corrispondente periodo dell’esercizio precedente
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 26 (+3.642 migliaia di euro rispetto al 202 5). In questo ambito, in particolare, sono stati in linea con il dato del 2025 i costi di tras porto e stoccaggio gas, passati da 6.990 migliaia di euro del 202 5 a 6.947 migliaia di euro del 202 6) nonostante le maggiori quantità di gas prodotto e venduto.
L’aumento delle produzioni ha determinato una si gnificati va crescita delle royalties dovute in Italia (+1.515 migliaia di euro rispetto al 202 5). L’importo delle royalties e della windfall tax per le attività svolte in Romania è stato invece in linea con il dato del 2025 (+45 migliaia di euro rispetto al 2025).
S i sono mantenuti sui livelli del 202 5 anche gli oneri per perdite su crediti, comprensivi delle componenti non finanziarie delle cessioni periodiche della cartolarizzazione ( 234 migliaia di euro contro 290 migliaia di euro del 202 5).
I costi del personale sono risultati lievemente inferiori al valore del corrispondente periodo precedente ( 3.900 migliaia di euro contro 4.039 migliaia di euro del 202 5) nonostante l’aumento dell’organico a seguito dell’acquisizione di BS Reti Gas S.r.l. che , però, ha avuto effetti solo a partire dal 1° aprile 2026.
L’EBITDA ha pertanto registrato un significativ o aumento passa ndo da 32.755 migliaia di euro del 2025 a 50.137 migliaia di euro del 202 6 con una crescita in valore assoluto di 17. 382 migliaia di euro.
Gli ammortamenti si sono attestati a 24.164 migliaia di euro rispetto a 14.109 migliaia di euro del 2025, in aumento per le maggiori produzioni di gas della concessione Longanesi . In entrambi i periodi non sono state effettuate riprese di valore e svalutazioni degli assets iscritti a bilancio, non essendo emersi indicatori di impairment che potessero influire sul loro attuale valore recuperabile.
Gli altri ricavi e proventi sono costituiti esclusivamente dalle quote, di competenza dei partner non operatori, dei costi di utilizzo dei beni in leasing e sono stati pari a 1.538 migliaia di euro.
L’EBIT è aumentato a 27.511 migliaia di euro rispetto a 18.646 migliaia di euro del corrispondente periodo del 2025 con una crescita di 8.865 migliaia di euro inferiore a quella registrata dall’EBITDA per l’aumento degli ammortamenti.
A valle dell’ EBIT il risultato operativo è stato pari a 26.601 migliaia di euro (18.646 migliaia di euro nel 2025) dopo oneri diversi per 910 migliaia di euro, costituiti esclusivamente dall’aggiornamento della stima dell’onere connesso all’avvio della procedura arbitrale con l’operatore TAG G.m.b.H. a seguito della cessazione anticipata del contratto di trasporto gas a lungo termine sul sistema TAG – Trans Austria Gasleitung.
Il saldo negativo della gestione finanziaria è stato in forte calo ed ha raggiunto l’importo di 3.759 migliaia di euro contro 4.328 migliaia di euro del 202 5.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 27 In quest’ambito i proventi finanziari sono stati in lieve crescita (455 migliaia di euro contro 409 migliaia di euro del 202 5) e sono costituiti prevalentemente da interessi attivi bancari ( 431 migliaia di euro verso 351 migliaia di euro).
Gli oneri finanziari (passati da 4.737 migliaia di euro del 202 5 a 4.214 migliaia di euro del 2026) hanno visto invece la riduzione degli interessi passivi sulle linee a breve termine ( 767 migliaia di euro contro 1.121 migliaia di euro del 2025) e di quelli sulle linee a medio lungo termine ( 92 migliaia di euro contro 316 migliaia di euro del 202 5) riflettendo la minor esposizione finanziaria durante il semestre.
Anche l e commissioni sui finanziamenti hanno registrato un a flessione (188 migliaia di euro del 2026 contro 244 migliaia di euro del 202 5) e riguardano prevalentemente i costi per il mancato utilizzo delle linee disponibili .
Gli oneri per attualizzazione fondi non hanno sostanzialmente registrato variazioni rispetto al dato del 2025 (2.704 migliaia di euro del 2026 contro 2.698 migliaia di euro del 202 5) mentre gli oneri finanziari per lease sono aumentati da 268 migliaia di euro a 308 migliaia di euro.
Le imposte sul reddito , correnti, differite e anticipate hanno presentato un onere complessivamente pari a 6.967 migliaia di euro contro un onere di 4.143 migliaia di euro del 202 5 e comprendono gli effetti dell’entrata in vigore del c.d. “Decreto Bollette” (DL 21/2026 del 20 febbraio 2026) che ha prev isto l’aumento del 2% dell’aliquota Irap per i periodi d’imposta 2026 e 2027.
Il primo se mestre dell’esercizio 202 6 si è chiuso infine con un utile netto di 15.875 migliaia di euro rispetto ad un utile netto di 10.175 migliaia di euro del corrispondente periodo del 2025.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 28
STATO PATRIMONIALE SINTETICO RICLASSIFICATO
Importi in migliaia di euro
30 giugno 2026 31 dicembre 202 5
Capitale immobilizzato
Immobilizzazioni immateriali 262.243 240.461 Immobilizzazioni materiali 140.695 146.917 Altre attività e passività non correnti (114) (2.040) Totale 402.824 385.338 Capitale circolante netto Rimanenze 2.833 3.250 Crediti commerciali 26.521 32.423 Debiti commerciali (35.484) (29.268) Altri debiti e crediti correnti (18.489) (6.262) Totale (24.619) 143
Fondi rischi per oneri e imposte differite nette (131.287 ) (128.262) Fondi per benefici ai dipendenti (4.447) (4.681)
Capitale investito netto 242.471 252.538
Patrimonio netto 253.07 5 247.002 Indebitamento finanziario netto (10.604 ) 5.536 Coperture 242.471 252.538
La situazione patrimoniale consolidata presenta un capitale investito netto in diminuzione rispetto al dato del precedente esercizio ( 242.471 migliaia di euro contro 252.538 migliaia di euro del 31 dicembre 2025).
Il capitale immobilizzato risulta pari a 402.824 migliaia di euro contro 385.338 migliaia di euro del 2025 e registra un aumento complessivo di 17.486 migliaia di euro. La voce recepisce le immobilizzazioni della società (BS Reti Gas S.r.l.) acquistata dal Gruppo alla fine del primo trimestre del 2026 e a cui Italgas S.p.A. aveva conferito alcuni impianti di distribuzione gas dell’ATEM Brescia 5 – Sud Est con circa 19.000 Pdr. Il pagamento del corrispettivo dell’operazione è avvenuto in data 31 marzo 2026 mentre l’acquisizione si è perfezionata il 1° aprile 2026.
Nell’ambito di questa voce le immobilizzazioni immateriali sono pari a 262.243 migliaia di euro e d aumentano complessivamente di 21.782 migliaia di euro rispetto al dato di fine 202 5, mentre le immobilizzazioni materiali sono pari a 140.695 migliaia di euro, si riducono di 6.222 migliaia di euro e comprendono diritto d’uso per 13.707 m igliaia di euro in applicazione del principio contabile IFRS 16. L ’aumento complessiv o delle immobilizzazioni materiali ed immateriali ( 15.560 migliaia
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 29 di euro) è determinata dal saldo tra gli incrementi netti ( 38.186 migliaia di euro) e gli ammortamenti del periodo di competenza del Gruppo (22.626 migliaia di euro).
Il saldo tra le altre attività e passività non correnti presenta saldo negativo di 114 migliaia di euro, in calo rispetto al saldo negativo di 2.040 migliaia di euro del 202 5. Tale saldo comprende gli anticipi corrisposti per le future gare d’ambito (509 migliaia di euro), la quota non corrente dei derivati di copertura sulle commodity (1.709 migliaia di euro) , la quota non corrente relativa ad alcuni crediti di imposta ( 5 migliaia di euro) e depositi cauzionali attivi ( 369 migliaia di euro) e passivi (2.706 migliaia di euro).
Il capitale circolante netto presenta un saldo negativo di 24.619 migliaia di euro rispetto ad un saldo positivo di 143 migliaia di euro di fine 2025.
Al suo interno sono in calo le rimanenze ( 2.833 migliaia di euro contro 3.250 migliaia di euro del 2025), anche per la riduzione delle giacenze di petrolio e condensati . Presentano un calo anche i crediti commerciali ( 26.521 migliaia di euro contro 32.423 migliaia di euro del 202 5), nonostante l’aumento delle produzioni di gas naturale, mentre sono in crescita i debiti commerciali ( 35.484 migliaia di euro contro 29.268 migliaia di euro del 202 5) che risentono degli investimenti in corso .
Il saldo tra gli altri debiti e crediti correnti è rimasto di segno negativo ma in forte crescita (18.489 migliaia di euro rispetto a 6.262 migliaia di euro di fine 202 5), includendo il debito per i dividendi deliberati nel mese di giugno ma non ancora distribuiti al termine del semestre (pari a 10.893 migliaia di euro). Per il restante importo, tale voce è prevalentemente costituita dal fair value dei derivati di copertura e da crediti e debiti di natura tributaria (imposte dirette e indirette, royalties , ecc.) e nei confronti di enti pubblici, quali la Cassa per Servizi Energetici e Ambientali (CSEA), che risentono generalmente dell’andamento economico del periodo e/o dell’ultimo esercizio e del differente periodo di liquidazione nel corso dell’anno.
Per quanto concerne la quota corrente del fair value netto dei derivati di copertura sulle commodity , a differenza del precedente esercizio, è di segno positivo per 3.053 migliaia di euro ( fair value positivo per 3.669 migliaia di euro a fine 202 5). Tali derivati, che hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili, sono stati contabilizzati con contropartita una riserva di patrimonio netto ed il relativo importo sarà pertanto recepito nel conto economico de i successiv i periodi unitamente agli effetti economici positivi e negativi che saranno generati dagli elementi coperti.
Relativamente invece alle componenti di natura tributaria, registrano innanzitutto una forte variazione, rispetto al dato di fine 202 5, il saldo dell’imposta di consumo che passa da un credito
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 30 netto di 136 migliaia di euro ad un credito netto di 538 migliaia di euro e la posizione netta dell’Iva che passa da un credito di 4.357 migliaia di euro ad un credito di 1.791 migliaia di euro.
Per effetto delle imposte a carico del semestre è in forte aumento il debito netto per le imposte sul reddito (4.865 migliaia di euro contro 644 migliaia di euro del 202 5) al netto degli acconti versati durante l’anno.
I debiti per royalties e windfall tax sulle produzioni di idrocarburi sono in calo rispetto al dato di fine 2025 per effetto del versamento , nel mese di giugno , della quota relativa al 2025 sulle produzioni in Italia e si attestano invece a 5.019 migliaia di euro contro 6.920 migliaia di euro del 2025.
La posizione netta nei confronti della CSEA passa da un debito netto di 3.667 migliaia di euro ad un debito netto di 1.146 migliaia di euro. Infine, i crediti per i contributi a fronte dei titoli di efficienza energetica (TEE) ammontano a 2.250 migliaia di euro contro 1.594 migliaia di euro di fine 2025 a seguito degli ulteriori obblighi in capo all e società di distribuzione del Gruppo non ancora liquidati.
I fondi rischi per oneri e imposte differite nette, le cui principali componenti sono costituite dal fondo smantellamento e ripristino siti, dal fondo oneri ambientali e dal fondo imposte differite nette, presentano complessivamente un aumento di 3.025 migliaia di euro rispetto all’importo del precedente esercizio ( 131.287 migliaia di euro contro 128.262 migliaia di euro del 202 5). Nell’ambito di questa voce non registra variazioni rilevanti il saldo positivo tra le imposte differite attive e passive che risulta pari a 27.073 migliaia di euro contro 2 7.178 migliaia di euro della fine del precedente esercizio. I l fondo smantellamento e ripristino siti risulta invece in c rescita (143.369 migliaia di euro contro 141.781 migliaia di euro del precedente esercizio) prevalentemente per effetto degli oneri di attualizzazione di competenza del periodo . Il fondo costituito a fine 2024 per il prevedibile mancato utilizzo della capacità di transito sul gasdotto TAG nel residuo periodo contrattuale (5.173 migliaia di euro rispetto a 4.431 migliaia di euro di fine 2025) aumenta sostanzialmente per effetto dell’aggiornamento della stima dell’onere connesso all’avvio della procedura arbitrale. Il fondo oneri ambientali (5.114 migliaia di euro rispetto 5. 135 migliaia di euro di fine 202 5) si riduce esclusivamente per effetto degli oneri sostenuti nel periodo . Infine, il fondo costituito a fronte delle sanzioni per la mancata applicazione della disciplina del Price Cap in Romania, oggetto di alcune vertenze con l’autorità nazionale di regolamentazione dell’energia rumena (ANRE), si incrementa per effetto delle ulteriori sanzioni stimate per il primo semestre dell’ anno 2026, passando da 4.093 migliaia di euro a 4.704 migliaia di euro.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 31 I fondi per benefici ai dipendenti, in calo rispetto al dato di fine 202 5, ammontano a 4.447 migliaia di euro (4. 681 migliaia di euro nel 2025).
Al termine del semestre risultano di sponibilità nette per 10.604 migliaia di euro rispetto ad un indebitamento finanziario netto di 5.536 migliaia di euro di fine 202 5, nonostante il pagamento del corrispettivo offerto in sede di gara per l’acquisizione di BS Reti Gas S.r.l. (26.914 migliaia di euro) .
Si segnala che le disponibilità finanziarie nette risentono degli effetti dell’applicazione del principio contabile IFRS 16 che ha determinato l’iscrizione di passività finanziarie per 9.407 migliaia di euro, in calo rispetto al dato di fine 202 5 (17.267 migliaia di euro). Al netto di tali effetti, al termine dell’esercizio, le disponibilità finanziarie nette sarebbero state pari a 20.011 migliaia di euro.
Nell’ambito dell’indebitamento finanziario si registra un a lieve riduzione della liquidità che passa da 42.319 migliaia di euro a 40.460 migliaia di euro del 202 6. La liquidità comprende le giacenze sui conti correnti delle società controllate estere che non sono gestit e nell’ambito del sistema di cash pooling del Gruppo.
Rispetto al dato di fine 202 5 risulta in calo l’indebitamento finanziario corrente, che passa da 39.380 migliaia di euro a 25.531 migliaia di euro e che comprende la parte corrente dei debiti finanziari non correnti per 2.624 migliaia di euro (9.985 migliaia di euro nel 2025) e dei debiti finanziari per lease (ai sensi del principio contabile IFRS 16) per 5.082 migliaia di euro (9 .338 migliaia di euro nel 202 5).
Inoltre, è in diminuzione anche l’indebitamento finanziario non corrente che passa da 8.475 migliaia di euro di fine 2025 a 4.325 migliaia di euro del primo semestre 2026 e comprende esclusivamente i debiti finanziari per lease, ai sensi del principio contabile IFRS 16 (7.929 migliaia di euro nel 2025). A fine 2025 comprendeva anche la quota non corrente dei finanziamenti assunti nel 2021 sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (Decreto Legge 8 aprile 2020) per 546 migliaia di euro .
Il patrimonio netto ammonta a 253.075 migliaia di euro contro 2 47.002 migliaia di euro al 31 dicembre 202 5 e presenta un aumento di 6.073 migliaia di euro rispetto al dato di fine esercizio scorso principalmente per effetto dell’utile netto conseguito nel periodo (+15.875 migliaia di euro), degli effetti patrimoniali dei derivati di copertura ( +1.844 migliaia di euro) e della variazione della riserva conversione cambi ( -763 migliaia di euro), oltreché dell e delibere assunt e per la distribuzione dei dividendi (-10.901 migliaia di euro) .
Il Gruppo evidenzia una struttura patrimoniale e finanziaria estremamente solida con un rapporto tra indebitamento finanziario (con saldo a credito) e patrimonio netto che è diventato di segno negativo.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 32
FATTORI DI RISCHIO E INCERTEZZE: GESTIONE DEL RISCHIO
Il Gruppo, in relazione alla sua attività ed all’utilizzo di strumenti finanziari, è esposto, oltre al rischio generale legato alla conduzione del business , ad una serie di rischi ed incertezze.
Come richiesto dall’art. 2428 del codice civile, di seguito si procede pertanto alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui il Gruppo è esposto ossia :
• Rischi operativi • Rischi normativi e regolatori • Rischi finanziari:
- rischi di credito
- rischi di liquidità
- rischi di mercato • Rischi connessi al cambiamento climatico • Rischi informatici Si segnala infine che il Gruppo ha adottato un modello di Organizzazione, Gestione e Controllo (“ Modello Organizzativo”) finalizzato a prevenire la commissione dei reati previsti dal D.
Lgs. 231/2001 e, per quanto concerne la struttura di Corporate Governance , aderisce ai contenuti del “Codice di Autodisciplina” emanato da Borsa Italiana. Su quest’ultimo tema si rimanda alla Relazione sulla Corporate Governance per maggiori dettagli in merito.
Rischi operativi
Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi (attività della B.U. E&P) comportano elevati investimenti e sono soggette a particolari rischi di carattere economico e naturale, compresi quelli relativi alle caratteristiche fisiche dei giacimenti. L’attività esplorativa presenta il rischio dell’esito negativo della ricerca di idrocarburi che si verifica in presenza di giacimenti sterili o con quantitativi privi dei requisiti di commerciabilità. Inoltre, tra la fase esplorativa e le successive fasi di sviluppo e di commercializzazione delle riserve scoperte è normalmente necessario un rilevante periodo di tempo durante il quale la redditività del progetto è esposta alla volatilità del prezzo degli idrocarburi e all’eventuale aumento dei costi di sviluppo e di produzione.
Gli altri principali rischi operativi a cui la B.U. E&P è sottoposta sono relativi alla stima dell’entità delle riserve di idrocarburi ed alla capacità di loro ricostituzione, alla disponibilità degli impianti di perforazione per lo svolgimento dell’attività di esplorazione, alla possibile opposizione di comunità ed enti locali allo svolgimento dell’attività di esplorazione e produzione, alla dipendenza
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 33 dal rilascio di concessioni e permessi per lo svolgimento dell’attività, nonché alla volatilità del risultato economico in dipendenza dell’andamento del prezzo dei prodotti petroliferi.
La B.U. Network è titolare di concessioni di distribuzione gas naturale la cui maggioranza risultano scadute e gestite in regime di prorogatio. Per le concessioni di cui è titolare la B.U. Network gli enti locali hanno bandito / dovranno bandire le gare per l’assegnazione delle nuove concessioni di distribuzione gas negli ambiti territoriali definiti (ATEM). Sussiste pertanto il rischio della mancata aggiudicazione delle nuove concessioni, fermo restando che, in questo caso, la B.U. Network riceverà le indennità previste in favore del gestore uscente, determinate sulla base della stima dei valori industriali di ricostruzione (VIR) che risultano tuttora superiore ai valori contabili.
La B.U. Retail opera esclusivamente nel mercato italiano che è soggetto ad una forte concorrenza.
La capacità commerciale della B.U. Retail può essere inoltre fortemente limitata dai poteri di regolamentazione in materia di determinazione di tariffe e condizioni che la normativa nazionale ha concesso all’ARERA. Una delle principali aree di rischio della B.U. Retail è quindi da ricondurre a potenziali interventi regolatori penalizzanti negli equilibri delle formule di vendita o sotto il profilo dei costi aziendali (in caso di determinazione di prezzi di vendita non coerenti con i termini di fissazione dei prezzi in acquisto).
Altri fattori di rischio che interessano la B.U. Retail riguardano l’eventuale grado di concentrazione dell’esposizione creditoria verso alcune tipologie di clienti, come ad esempio quelli del settore industriale, la volatilità dei prezzi di acquisto e vendita e, in generale, la coerenza delle formule in acqui sto e vendita. La gestione di tali rischi è gestita direttamente dalla B.U. Retail avvalendosi, nell’attività di monitoraggio e di definizione dei livelli di rischio tollerabili, dei servizi centralizzati della Capogruppo.
Per quanto concerne gli altri rischi operativi si segnala che, a seguito dei radicali cambiamenti strutturali derivanti dalla cessazione dei flussi di gas di origine russa che hanno trasformato il mercato del gas in Austria da mercato di transito a mercato di importazione, la controllata Gas Plus Italiana S.r.l. ha comunicato all’operatore TAG G.m.b.H. la cessazione anticipata (con effetto dal 13 giugno 2025) del contratto di trasporto gas a lungo termine sul sistema TAG – Trans Austria Gasleitung per giusta causa.
L’operatore ha respinto la validità della cessazione e ha proposto una soluzione alternativa di utilizzo che non è stata ritenuta percorribile.
L’operatore ha quindi escusso le garanzie bancarie a suo tempo rilasciate a suo favore (importi totali escussi: 660 migliaia di euro di cui 56 6 migliaia di euro escussi nel 2025 e 9 4 migliaia di euro nel 2026) e successivamente, con comunicazione del 4 marzo 2026, ha dichiarato il contratto di
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 34 trasporto risolto per asseriti inadempimenti di Gas Plus Italiana S.r.l. con riserva esplicita di richiesta danni.
Gas Plus Italiana S.r.l. ha pertanto avviato, il 22 aprile 2026, la procedura di arbitrato contrattualmente prevista per veder riconosciute le proprie ragioni.
Nell’attuale fase iniziale dell’arbitrato TAG G.m.b.H. ha contestato che Gas Plus Italiana abbia titolo di dichiarare il contratto di trasporto validamente terminato e ha avanzato contro -richiesta di pagamento per fatture asseritamente non saldate e compensazioni il cui importo è essenzialmente rapportato al valore residuo del contratto fino alla sua scadenza originale. Come sopra indicato la procedura arbitrale è ancora in una fase iniziale e le richieste delle parti non sono state ancora oggetto né di articolate memorie difensive né di alcuna istruttoria pr obatoria, che verranno svolte nel prosi eguo della procedura di cui non è ancora stato stabilito il relativo calendario.
Gas Plus Italiana S.r.l., anche sulla base di parere legale acquisito, ritiene di avere valide e solide ragioni perché sia riconosciuta la cessazione anticipata al 13 giugno 2025 del contratto di trasporto a lungo termine e siano conseguentemente restituiti gli importi indebitamente escussi.
Rischi normativi e regolatori I rischi normativi e regolatori riguardano la costante evoluzione delle leggi che disciplinano i singoli settori di attività del Gruppo. Si citano, ad esempio, la complessa evoluzione della normativa che regola il settore della distribuzione del gas ( B.U. Network ) in materia di gare per l’affidamento del servizio e di regolazione tariffaria e quella riguardante le attività di coltivazione di idrocarburi (B.U. E&P).
In generale, le attività svolte dalle controllate sono soggette al rispetto delle norme e dei regolamenti validi all’interno del territorio in cui opera, comprese le leggi che attuano protocolli o convenzioni internazionali.
Tali attività sono soggette ad autorizzazione e/o acquisizione di permessi, che sono necessari per l’esercizio delle attività e che richiedono il rispetto delle norme vigenti a tutela dell’ambiente, della salute e della sicurezza. Per la tutela dell’ambiente, in ambito E&P, ad esempio, le norme prevedono il controllo e il rispetto delle disposizioni di legge durante le fasi di esercizio e di smantellamento e ripristino dei siti minerari (ivi incluso l’obbligo di esecuzione di interventi di bonifica e ripristino ambientale a segu ito di eventuali contaminazioni occorse durante l’esecuzione delle attività). Il non rispetto delle norme vigenti comporta sanzioni di natura penale e/o civile a carico dei responsabili e, in alcuni casi di violazione della normativa sulla sicurezza, a carico delle Aziende, secondo un modello europeo di responsabilità oggettiva dell’impresa recepito anche in Italia.
In relazione alle attività della B.U. E&P in Italia, come già segnalato nella relazione semestrale
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 35 2025, il D.L. 153/2024 ha abolito il Piano per la Transizione Energetica Sostenibile delle Aree Idonee (“PiTESAI”), introducendo una nuova disciplina che, se da un lato ha previsto un divieto generalizzato al rilascio di nuovi permessi di ricerca e concessioni per i soli idrocarburi liquidi, fatta eccezione per i titoli già rilasciati, dall’altro ripristina condizioni più equilibrate per la proroga del le concessioni nonché per lo sfruttamento del potenziale minerario e riduce altresì da 12 a 9 miglia la fascia marina costiera entro cui le attività di ricerca e coltivazione risultano interdette, fatte salve le aree marine e costiere protette.
La medesima norma ha altresì ulteriormente aggiornato talune condizioni delle procedure per l’approvvigionamento di lungo termine di gas nazionale di cui all’articolo 16 del D.L. n. 17 del 1° marzo 2022, convertito con modificazioni dalla Legge 27 aprile 2022, n. 34 (la cosiddetta “ gas release”).
Recentemente, con D.L. n. 21 del 20 febbraio 2026 (convertito, con modificazioni, dalla Legge 10 aprile 2026, n. 49), sono state apportate ulteriori modifiche al meccanismo della gas release , in prevalenza di carattere attuativo; in particolare l’attività istruttoria per le valutazioni di impatto ambientale, ove previste, nell’ambito del relativo procedimento autorizzativo unico è stata riportata nelle competenze della Commissione Tecnica VIA e VAS, estendendo i tempi di completamento del procedimento da tre a sei mesi.
Si richiamano infine le ulteriori evoluzioni connesse ad altre normative riguardanti i settori in cui è operativo il Gruppo:
Italia
- l’art. 37 del D.L. 21/2022, modificato ed integrato dall’art. 55 del D.L. 50/2022, aveva introdotto un contributo di natura straordinaria a carico dei soggetti che esercitavano nel territorio italiano l’attività di produzione e di vendita di energia elettr ica e di gas. Il suddetto contributo era stato stabilito nella misura del 25% (inizialmente nella misura del 10%) dell’incremento del saldo tra le operazioni attive e passive ai fini IVA realizzato nel periodo compreso tra il 1° ottobre 2021 ed il 30 april e 2022 rispetto al medesimo periodo del precedente anno. Il relativo versamento era stato effettuato in acconto (nella misura del 40%) entro il 30 giugno 2022 e a saldo (nella misura del 60%) entro il 30 novembre 2022.
Relativamente a tale contributo si s egnala che a fronte dei previsti versamenti erano state presentate apposite istanze di rimborso all’Agenzia delle Entrate (Direzione Regionale della Lombardia) sollevando profili di illegittimità costituzionale dell’art. 37 del D.L. 21/2022 che aveva istit uito tale tributo. Alla scadenza del termine a disposizione dell’Agenzia delle Entrate per rispondere alle suddette istanze di rimborso, in assenza di risposta, si era proceduto
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 36 all’impugnazione del silenzio -rifiuto ed all’avvio del contenzioso. Nel mese di marzo del 2024 si è tenuta la prima udienza relativa ad uno dei due ricorsi presentati dal Gruppo che è stata rinviata al 16 dicembre del suddetto anno, considerato che nel mes e di aprile la Corte Costituzionale avrebbe discusso della legittimità della disposizione che aveva istituito il contributo. Con comunicato del 27 giugno 2024, la Corte costituzionale ha reso poi noto di aver dichiarato l’illegittimità dell’art. 37 del D.L. 21/2022 nella sola parte in cui non aveva escluso dalla base imponibile le accise versate allo Stato ed indicate nelle fatture attive. La relativa sentenza (n. 111/2024) è stata poi depositata il 28 giugno 2024. Poiché entrambi i ricorsi presentati dal Gruppo sono stati respinti, in prossimità della chiusura del primo semestre 2025, sono stati presentati i ricorsi in appello contro le sentenze della Corte di Giustizia Tributaria di primo grado . Nel mese di giugno del 2026 si è tenuta l’udienza per uno dei ricorsi in appello e, in data 15 giugno 2026, è stato emesso il dispositivo con il quale la Corte ha respinto l’appello, condannando la società appellante al pagamento delle spese di lite. Per quanto concerne l’altro ricorso in appello è tuttora in attesa di essere discuss o;
- l’art 1, commi 115-119, della Legge di Bilancio 2023 aveva introdotto un ulteriore contributo straordinario a carico dei soggetti che esercitano nel territorio dello stato l’attività di produzione di energia elettrica, gas metano e gas naturale e dei sogge tti che esercitavano l’attività di produzione di gas metano o di estrazione di gas naturale, dei soggetti rivenditori di energia elettrica, gas metano e gas naturale e dei soggetti che esercitano l’attività di produzione, distribuzione e commercio di prodotti petroliferi. Il contributo che era dovuto solo nel caso in cui almeno il 75% dei ricavi dell’anno 2022 derivasse dalle attività sopra elencate era stato stabilito nella misura del 50% del reddito imponibile ai fini IRES dell’esercizio 2022 che eccedeva per almeno il 10% la media dei redditi imponibili conseguiti nei quattro anni precedenti. L’ammontare massimo dello stesso non poteva superare il 25% del patrimonio netto dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 2021 della società soggetta al versamento. Le s ocietà della B.U. E&P Italia hanno provveduto al versamento di tale contributo nel corso del 2023 e, in prossimità della chiusura del primo semestre del 2025, hanno presentato apposite istanze di rimborso all’Agenzia delle Entrate (Direzione Regionale della Lombardia e Direzione provinciale I di Milano ) sollevando profili di illegittimità costituzionale dell’art. 1, c. 115 e ss., della l. 197/2022 che aveva istituito tale tributo . Le società sono in attesa degli ulteriori giudizi pendenti in Corte Costituzionale e Corte di Giustizia UE per decidere se procedere alla presentazione di un ricorso contro il silenzio rifiuto;
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 37
- l’art. 3 del D.L. n. 21/2026 prevede che, per gli anni d’imposta 2026 e 2027, l’aliquota dell’Imposta regionale sulle attività produttive (IRAP) sia aumentata di 2 punti percentuali (dal 3,9% al 5,9%) per le imprese del comparto energetico (tra cui i soggetti che svolgono attività di estrazione di petrolio e gas naturale distribuzione e vendita di gas naturale);
Romania
- per le società che esercitano l’attività di produzione di gas metano è previsto l’obbligo di vendere la quota disponibile della loro produzione al prezzo fisso di RON 110/MWh, circa € 22/MWh (“Price Cap”), sino al 31 marzo 2027 (termine esteso da ultimo con ordinanza governativa del 5 marzo 2026). Il Gruppo, come già riportato nella Relazione al Bilancio 2025, ritiene che il suddetto obbligo non sia applicabile alla propria controllata Gas Plus Dacia S.r.l. e pertanto sono in corso diverse vertenze con le autorità competenti, nell e più avanzat e delle quali le Corti hanno accolto l’eccezione di costituzionalità rimettendo la questione alla Corte Costituzionale rumena e sospendendo i giudizi nelle more della decisione della Corte
Costituzionale;
- la Legge 296/2023 entrata in vigore ad ottobre 2023 prevede che a partire dal 1° gennaio 2024 siano in vigore in Romania due nuovi tributi: (i ) la “Minimum Turnover Tax ”, una imposta generale per tutti i contribuenti (ad esclusione degli intermediari finanziari e delle società di distribuzione, trasporto ed approvvigionamento di elettricità e gas naturale) che hanno registrato un fatturato superiore a 50 milioni di euro nel l’anno precedente, pari ad un’aliquota dell’1% sul fatturato dell’anno, dovuta in sostituzione dell’imposta sul reddito, qualora quest’ultima risulti inferiore; (ii ) la “ Specific Turnover Tax ”, un’imposta aggiuntiva per le sole società attive nel settore oil & gas che hanno registrato un fatturato superiore a 50 milioni di euro nell’anno precedente, pari ad un’aliquota dello 0,5% sul fatturato dell’anno, da applicare negli anni 2024 e 2025. Il testo della norma relativo alla “Specific Turnover Tax ” è stato ulteriormente modificato a fine marzo 2024, con la “ Emergency Governament Ordinance 31/2024” (EGO 31), ma anche nella più recente formulazione della norma persistono ambiguità che mettono in dubbio l’applicabilità a Gas Plus Dacia di tale imposta.
Per questa ragione, con l’ausilio dei consulenti legali rumeni, Gas Plus Dacia ha provveduto a cont estare la “Specific Turnover Tax”, come anche gli altri Partner della Joint Venture Midia, avanzando prima un “preliminary complaint ” al Ministero delle Finanze e poi presentando una richiesta di cancellazione della normativa secondaria emanata per l’implementazione della “Specific Turnover Tax” , sollevando profili di illegittimità costituzionale; il Tribunale ha accolto la richiesta di devoluzione della questione alla Corte Costituzionale ed il giudizio è stato quindi sospeso . In coerenza e continuità con la posizione
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 38 assunta nei confronti della “ Specific Turnover Tax ”, all’inizio del 2025 Gas Plus Dacia, insieme agli altri Partner della Joint Venture, ha impugnato un ulteriore normativa secondaria emessa dal Ministero delle Finanze per implementare la Legge n. 290/2024, che ha esteso l'applicabilità dell'imposta alle società petrolifere e del gas con fatturato inferiore a 50 milioni di euro a partire dal 1° gennaio 2025.
Al di là delle modificazioni normative appena citate, il Gruppo con l’ausilio di esperti, esterni ed interni, effettua un costante monitoraggio della normativa, in modo da anticipare i fattori di rischio che ne derivano e minimizzare il possibile impatto sull’andamento gestionale e valutare ogni possibile iniziativa, anche legale, a tutela del proprio patrimonio.
Rischi finanziari
Rischio di credito Il rischio di credito è il rischio che un cliente o una delle controparti di uno strumento finanziario causi una perdita finanziaria non adempiendo ad un’obbligazione e deriva principalmente dai crediti commerciali e dagli investimenti finanziari del Grupp o. In particolare , si evidenziano le seguenti tipologie: a) rischio su crediti commerciali Il rischio è principalmente connesso alla possibilità che i clienti non onorino i propri debiti verso le società del Gruppo alle scadenze pattuite.
L’esposizione del Gruppo al rischio di credito dipende sostanzialmente dalle caratteristiche specifiche di ciascun cliente e la sua entità può essere certamente maggiore per le classi dei grossisti ed utenti industriali con un inevitabile grado di concentrazione. In entrambi i casi, tale rischio è al momento estremamente contenuto per lo standing delle controparti e per il numero ridotto di posizioni. In ambito Retail , in particolare, l'attività di monitoraggio del rischio di credito verso i clienti avviene in base a una reportistica che prevede un’analisi dell’esposizione sulla base delle caratteristiche del credito, considerando tra l'altro se si tratta di persone fi siche o persone giuridiche, la dislocazione geografica, la classe di appartenenza e l’andamento dell’attività, l’anzianità del credito e l'esperienza storica sui pagamenti.
Si valuta inoltre, con modalità differenti secondo le diverse tipologie, l’affidabilità dei nuovi clienti a cui sono poi offerte le condizioni standard relativamente ai termini di pagamento. In generale per ciascun cliente non appartenente alle tipologie standard dei clienti finali domestici dell’attività di vendita al dettaglio o non considerato preventivamente come solvibile per standard creditizio
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 39 vengono calcolati dei controvalori massimi di acquisto su di un arco di tempo predeterminato, rappresentativi della linea di esposizione massima; le esposizioni superiori sono soggette a continuo monitoraggio da parte delle funzioni a ciò delegate.
Per determinate tipologie di utenti, l'analisi di affidabilità si basa su valutazioni di società di rating commerciali e, a seconda dell’importanza e della disponibilità dei dati, su analisi di bilancio.
Le società del Gruppo accantonano un fondo svalutazione crediti che riflette la stima delle perdite previste sui crediti commerciali e sugli altri crediti, le cui componenti principali sono svalutazioni specifiche di esposizioni scadute significative e svalutazioni generiche di esposizioni omogenee per scadenze e tipologia di utenza. Le svalutazioni generiche vengono determinate secondo il modello delle perdite attese, determinate anche sulla base dell'esperienza storica.
S i segnala infine che alcune società del Gruppo tra cui quella appartenente alla B.U. Retail , nell’ottica di procedere ad un’ottimizzazione della propria struttura finanziaria e ad una sempre più efficiente gestione di tale rischio, hanno sottoscritto, in data 29 aprile 2013, un contratto con Intesa Sanpaolo per la cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti. Tale contratto, che nel corso dell’esercizio 2023 è stato ulteriormente rinnovato sino al mese di aprile del 2028, prevede nei limiti del plafond stabilito contrattualmente la cessione periodica e pro -soluto dei relativi crediti commerciali. b) rischio depositi bancari Il rischio di credito relativo a depositi bancari è gestito dalla tesoreria di Gruppo in conformità alla politica del Gruppo stesso. Al fine di contenere tale rischio l’investimento dei fondi disponibili e l’apertura di depositi bancari vengono effettuat i solo con istituzioni finanziarie primarie.
c) rischio su strumenti finanziari per attività finanziarie detenute per la negoziazione In tale categoria rientrano, ad esempio, i rischi sugli investimenti in titoli azionari di società quotate e fondi comuni di investimento. Il Gruppo non è attualmente soggetto a tali rischi in quanto non detiene tali tipologie di investimenti.
Rischio di liquidità Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo abbia difficoltà ad adempiere alle obbligazioni derivanti da passività finanziarie e commerciali.
Per quanto possibile, il Gruppo si assicura che vi siano disponibilità e/o linee di credito sufficienti per coprire le necessità generate dal ciclo operativo e dagli investimenti, nonché quelle relative alle passività finanziarie. L’approccio del Gruppo prevede pertanto di garantire che vi siano sempre fondi sufficienti per adempiere alle proprie obbligazioni alla scadenza, sia in condizioni normali che di tensione finanziaria. A tale scopo i servizi di tesoreria del Gruppo effettuano, in sede di predisposizione del budget annuale e nel corso di ogni esercizio, previsioni finanziarie basate sulle
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 40 entrate ed uscite attese nei successivi periodi e, se necessario, adottano le conseguenti azioni correttive. Tuttavia, resta escluso l’effetto potenziale di circostanze estreme che non possono esser ragionevolmente previste, quali le calamità naturali.
I contratti di finanziamento a medio lungo termine in essere prevedono il rispetto di alcuni covenant e alcune limitazioni negli impegni che sono descritti nelle note esplicative al bilancio consolidato al 31 dicembre 2025 alla nota n. 20 Debiti finanziari correnti e non correnti , a cui si rimanda.
Per quanto concerne infine l’attuale struttura finanziaria si rimanda anche a quanto già esposto a commento dell’indebitamento finanziario netto nell’ambito del paragrafo “Stato patrimoniale sintetico riclassificato”.
Rischio di mercato Il rischio di mercato è il rischio che i flussi finanziari futuri di un’attività o di uno strumento finanziario possano fluttuare in seguito a variazioni dei prezzi di mercato, dovute a variazioni dei tassi di cambio, di interesse e ad altri rischi di prezzo. L’obiettivo della gestione del rischio di mercato è la direzione e il controllo dell’esposizione del Gruppo a tale rischio entro livelli accettabili ottimizzando, allo stesso tempo, il rendimento dell’attività o dello strumento finanziario .
S tante la tipologia delle attività detenute e svolte ed i mercati di riferimento, si segnala che non sussistono sostanzialmente esposizioni del Gruppo a transazioni potenzialmente soggette a tali effetti negativi , tenuto conto anche de gli eventuali effetti derivanti dalle attuali tensioni geopolitiche (tra cui, ad esempio, i conflitti in corso e le politiche economiche statunitensi in materia di dazi) .
I rischi di mercato sono i seguenti: a) Rischio di cambio Il Gruppo attualmente opera all’estero in Romania tramite iniziative di esplorazione e sviluppo in joint venture con terzi operatori . In quest’ultima nazione può essere quindi esposto, seppur in misura limitata, al rischio di cambio derivante dalle fluttuazioni delle valute con cui vengono effettuate alcune transazioni commerciali.
È politica del Gruppo, qualora le previste esposizioni siano di importo significativo, far fronte a questi rischi mediante la copertura a termine delle posizioni valutarie passive previste a date future;
la copertura, che può tener conto sia del cambio previsto a budget sia delle aspettative di andamento dei cambi, può non essere attuata per la totalità delle posizioni in modo da tener conto di possibili variazioni dell’entità delle transazioni rispetto alle previsioni ed eventualmente di poter beneficiare delle ipotetiche variazioni del cambio.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 41 In base a tale politica, può essere quindi coperta solo una percentuale dei flussi in valuta attesi nei successivi 12 mesi. Per la parte non coperta, si determineranno differenze di cambio con impatto a conto economico.
Per la copertura del rischio di cambio, il Gruppo valuta la possibilità di avvalersi di Forward Exchange Contract o strumenti che combinano opzioni call e put con scadenza entro la fine dell’esercizio successivo.
Considerati le attuali caratteristiche delle attività in essere all’estero, il Gruppo può essere soggetto a tale rischio in misura estremamente contenuta.
b) Rischio tasso di interesse Per quanto riguarda gli strumenti finanziari e le attività finanziarie detenute per la negoziazione, tale rischio afferisce agli effetti che le variazioni nei tassi di interesse hanno sul prezzo delle suddette attività e sui relativi flussi di cassa. Data l’assenza di simili attività in portafoglio il Gruppo non è attualmente soggetto a tale rischio.
Quanto invece alle altre attività finanziarie ed alle passività finanziarie, le variazioni dei tassi di interesse p ossono determinare un minore o maggior ricavo per proventi finanziari e/o un minor o maggior costo per oneri finanziari. Data l’attuale struttura finanziaria il Gruppo può essere soggetto a tale rischio in misura estremamente contenuta.
c) Rischio di variazione del prezzo delle commodity Il Gruppo è esposto al rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas e del petrolio poiché esso influisce sui ricavi e sui costi dell’attività di produzione e di vendita, oltreché sui relativi flussi di cassa e sulle prospettive di reddito. Tali oscillazioni agiscono sia direttamente che indirettamente attraverso indicizzazioni presenti nelle formule di prezzo.
L’attività di gestione di tale rischio prevede l’impiego di strumenti finanziari derivati per limitare l’esposizione complessiva entro determinati valori.
Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso del 202 6 e 2025 hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili .
La gestione di tali rischi è in capo alle singole società/ business unit che si avvalgono, nell’attività di monitoraggio e di definizione dei livelli di rischio tollerabili, dei servizi centralizzati della Capogruppo.
d) Altri rischi di prezzo Riguardano la possibilità che il fair value di uno strumento finanziario possa variare per motivi differenti dal variare dei tassi di interesse o di cambio.
Il Gruppo non è esposto al rischio prezzo in quanto non detiene strumenti finanziari iscritti tra le attività finanziarie detenute per la negoziazione.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 42 Rischi connessi al cambiamento climatico La transizione energetica è il processo di evoluzione dell’economia globale verso un modello di sviluppo “ low carbon”, cioè a contenute/zero emissioni nette di gas serra (GHG), attraverso la progressiva sostituzione dei combustibili fossili nel mix energetico con fonti rinnovabili e altri vettori energetici a basso impatto climatico, grazie anche all’impiego su larga scala di tecnologie di abbattimento delle emissioni (es. carbon capture, use and storage ).
Considerati i settori di attività del Gruppo, il cambiamento climatico rappresenta un rischio strategico per Gas Plus. A tale proposito, in ogni caso, si segnala che il gas metano è attualmente considerato un elemento fondamentale per accompagnare il sistema energetico verso la de-
carbonizzazione, riducendo di conseguenza le emissioni di gas serra e mitigando gli effetti del cambiamento climatico. Inoltre, il Gruppo, che opera prevalentemente nel settore del gas, sulla base delle attuali previsioni di esplorazione e sfruttamento prevede di utilizzare entro il 2035 oltre l’80% delle riserve gas dei siti che attualmente sono state accertate e sono in produzione e/o si prevede saranno messe in produzione. Tale periodo rientra in quello generalmente previsto per la transizione energetica individuato negli accordi di Parigi. L’effetto delle eventuali mancate produzioni nei periodi successivi al 2035, se non sarà più consentita, è pertanto di entità contenuta.
L’urgenza di agire per mitigare il cambiamento climatico è basata sulle evidenze scientifiche prodotte dall’ Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), che già nel 2018 aveva raccomandato di limitare l’incremento della temperatura globale a 1,5°C verso l’epoca preindustriale, al fine di evitare conseguenze irreversibili sull’ecosistema, riconoscendo che tale traguardo richiede un’accelerazione nei tempi di realizzazione e un ampliamento nella portata degli obiettivi fissati dai Paesi nell’ambito dell’Accordo di Parigi.
Nel corso della COP27 del 2022 è stato inoltre rilevato che, sulla base dei piani di mitigazione e adattamento (NDC) presentati dai Paesi entro settembre 2022, permane un gap emissivo di 20-23 GtCO2 eq al 2030 rispetto alla traiettoria compatibile con l’obiettivo di limitare l’incremento della temperatura media globale a 1,5°C. Le iniziative di decarbonizzazione annunciate o avviate dai governi di molti Paesi al fine di traguardare gli obiettivi dell’Accordo di Parigi, la spinta della società civile, delle ONG e del sistema finanziario, nonché l’evoluzione delle preferenze dei consumatori e il diffondersi di una crescente sensibilità al tema del cambiamento climatico e della salvaguardia degli ecosistemi naturali richiedono una partecipata attenzione da parte degli operatori.
A questo scopo Gas Plus, in particolare, ha partecipato ad uno specifico Gruppo di Lavoro dell’associazione di settore (Assorisorse) su tali tematiche unitamente ai principali operatori italiani, la cui attività si è incentrata sui seguenti obiettivi:
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 43 • la predisposizione di un quadro di sintesi relativo alle migliori tecnologie disponibili e pratiche operative per la riduzione, monitoraggio e rendicontazione delle emissioni di metano;
• l’analisi delle problematiche relative alla stima delle emissioni, ai monitoraggi e alle misure in campo e alla riconciliazione e rendicontazione dei dati;
• la promozione di KPI e obiettivi di riduzione univocamente definiti, con dati confrontabili e misure ripetibili;
• la formulazione di proposte per il superamento dei limiti attuali, in collaborazione con altre Associazioni e istituzioni interessate all’argomento;
• la predisposizione di un white paper ;
• la disseminazione del lavoro fatto tramite l’organizzazione di eventi e seminari e la partecipazione a conferenze internazionali di settore, quali OMC e Gastech.
In relazione a tali tematiche, per quanto attiene l’applicazione del Regolamento Europeo n.
2024/1787, finalizzato alla riduzione delle emissioni di metano nel settore dell’energia, pubblicato nel luglio 2024 e vigente in tutti i paesi dell’Unione Europea , il Gruppo nel corso dell’anno 2025 ha ottemperato agli adempimenti previsti secondo le scadenze fissate da tale Regolamento e trasmesso al Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) le previste relazioni tecniche per gli asset attivi delle due società operanti in ambito E&P del Gruppo.
I rapporti tecnici di cui sopra sono stati redatti da un fornitore terzo qualificato, che ha eseguito tutte le attività di censimento delle singole fonti di emissione, di misura delle emissioni fuggitive e di stima delle emissioni complessive per la totalità degli asset , secondo le frequenze specifiche richieste dal Regolamento per le diverse tipologie di componenti. A seguito delle misure puntuali, tutte le situazioni riscontrate con tassi di emissione superiori alle soglie definite dal Regolamento sono state risolte con interventi manutentivi specifici, in modo da ridurre le emissioni residue a zero o comunque sotto alle soglie di concentrazione definite all’articolo 14, comma 8.
Inoltre, nel corso del 2026, il Gruppo ha riscontrato ulteriori richieste pervenute dal MASE, in relazione alle informazioni sui pozzi inattivi e chiusi minerariamente.
Con tali attività tutte le scadenze del Regolamento ad oggi intercorse risultano pienamente ottemperate da parte del Gruppo. Le attività periodiche di rilevamento e riparazione (programmi LDAR di Tipo 1 e di Tipo 2) risultano programmate ed eseguite secondo le tempistiche definite dal Regolamento, per le future rendicontazioni su base annuale, sia per gli impianti produttivi e potenzialmente produttivi sia per i pozzi inattivi, tappati temporaneamente o permanentemente.
Il Regolamento non si limita alle sopraccitate attività di monitoraggio e comunicazione, ma specifica che tutti gli eventuali rilasci accidentali di gas metano in atmosfera dovranno essere comunicati entro 48 ore all’Autorità Competente, a partire dal 5 febbraio 2026.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 44 È necessario evidenziare come allo stato sussistano ancora numerose incertezze, sia tecniche che normative, in quanto il Regolamento stesso prevede scadenze per gli Stati membri ad oggi non completamente ottemperate in tutti gli Stati stessi , nonché la definizione di standard tecnici da parte della Commissione Europea da adottare mediante atti delegati e criteri di accreditamento degli Enti verificatori da parte dell’Autorità competente o della Commissione Europea, le cui tempistiche non sono ad oggi definite.
L’attuale assenza di standard e specifiche tecniche determina un significativo grado di indeterminatezza applicativa, rendendo complessa la pianificazione degli investimenti e delle attività di adeguamento.
A livello italiano, tale quadro di incertezza è ulteriormente aggravato dalla mancanza di nomina formale dell ’Autorità Competente, che possa valutare le attività svolte e i rapporti tecnici trasmessi dagli operatori, nonché risolvere di concerto con gli operatori eventuali dubbi pratici e questioni tecniche che emergono dall’interpretazione ed applicazione del Regolamento.
Lo scorso anno è stato trasmesso al Senato per la relativa discussione il testo bollinato di un Disegno di Legge che dovrebbe regolare la nomina dell’Autorità competente e definire gli schemi sanzionatori in relazione al Regolamento n. 2024/1787. P er le attività industriali del Gruppo, il Decreto Legge individuerebbe nel MASE la proposta Autorità Competente per l’Italia, con compiti di coordinamento e verifica da svolgere anche per il tramite delle Sezioni territorialmente competenti dell’Ufficio nazionale minerario per gli idrocarburi e le georisorse (UNMIG) per quanto riguarda l’E&P e con la facoltà di avvalersi del supporto del Sistema Nazionale per la Protezione dell’Ambiente (SNPA, che riunisce tutte le ARPA regionali e l’Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale - ISPRA) nonché di altri enti od organismi adeguatamente qualificati nello svolgimento delle attività di controllo previste dal Regolamento (articolo 3) . Il Disegno di Legge trasmesso al Senato defini sce anche gli schemi sanzionatori per le eventuali inadempienze degli operatori rispetto alle attività richieste e alle relative scadenze (articolo 4).
Al riguardo occorre segnalare, rispetto ai livelli massimi di sanzione contemplati dal Regolamento UE, che la successiva Raccomandazione UE del 20 luglio scorso (successiva all’epoca di presentazione del predetto Disegno di Legge), nel prevedere una moratoria per le sanzioni sino all’anno 2029 relativamente al gas di importazione, ha dato facoltà agli Stati membri, di adottare la medesima moratoria anche per le produzioni nazionali. Si ritiene essenziale che nel corso dell’iter parlamentare venga adottata tale iniziativa, considerati i persistenti elementi di incertezza sull’applicazione del Regolamento e le ripercussioni di livelli sanzionatori sproporzionati tra l’altro basati sul fatturato dell’azienda e non del singolo impianto.
Infine, a livello europeo è stato attivato un tavolo di coordinamento tra le diverse Autorità
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 45 Competenti (laddove già nominate) dei singoli Stati membri mentre a livello nazionale sono stati avviati tavoli di lavoro dalle rispettive Associazioni d’impresa, per condividere le eventuali difficoltà operative ed applicative del Regolamento, anche nella logica di identificare eventuali semplificazioni da apportare al Regolamento stesso in futuro.
La Business Unit Network ha ottemperato puntualmente alle scadenze previste per il 202 6, tramite risorse interne qualificate e approvvigionando adeguate e specifiche apparecchiature per l’individuazione e la quantificazione delle dispersioni, in tema di programma di rilevamenti, di stima delle quantificazioni e di completamento delle ispezio ni.
Nello specifico, per quanto attiene le scadenze previste dal Regolamento la DSO (Operatore di Sistema di Distribuzione) di competenza ha provveduto a trasmettere all’Autorità Competente le relazioni per la quantificazione delle emissioni di metano a livell o di fonte, per tutte le fonti:
• stimate utilizzando fattori di emissione generici, ai sensi dell’art. 12, comma 1, alla scadenza del 5 agosto 2025;
• per gli attivi gestiti, tramite misurazione diretta o fattori di emissione specifici basati sulla quantificazione o sul campionamento, ai sensi dell’art. 12, comma 2, il 5 febbraio 2026.
Primario obiettivo della divisione è stato l’adeguamento delle procedure per il rispetto delle prescrizioni derivanti dal citat o Regolamento Europeo che, preme evidenziare, in casi specifici contrastano, con impatto rilevante, con quanto previsto dalla vigente normativa nazionale (norme UNI e Linee Guida CIG); a titolo di esempio, la necessità di provvedere immediatamente alla riparazione di dispersioni di entità superiore a un determinato limite, con possibile differimento entro 5 giorni dal rilevamento e non più a 7, 30 o 180 giorni.
Per quanto riguarda le società del Gruppo operanti in ambito Retail va richiamato che, a partire dall’anno 2025, la direttiva 2003/87/CE introduce il sistema per lo scambio di quote di emissioni di CO2 per i settori degli edifici e del trasporto stradale e ulteriori settori (industrie energetiche, manifatturiere e delle costruzioni non già ricomprese nell'ambito di applicazione dell'attuale EU ETS – Emission Trade System ), cosiddetto ETS2. L'obiettivo è di contribuire alla riduzione delle emissioni nette di gas a effetto serra di almeno il 55% entro il 2030 e al conseguimento della neutralità climatica entro il 2050, come previsto dal regolamento UE 2021/111 (c.d. legge U E sul clima).
Da gennaio 2025 i soggetti regolamentati, tra i quali le società di vendita di gas naturale a clienti finali, d evono essere in possesso di autorizzazione per poter immettere in consumo combustibile (solidi, liquidi e gassosi) nelle attività elencate nella suddetta direttiva.
I soggetti regolamentati devono quindi monitorare le emissioni dei combustibili immessi in consumo nell’anno precedente e comunicarle all'Autorità Nazionale Competente (ANC) entro il 30 aprile di ogni anno, secondo il Piano di monitoraggio da predisporre e inviare all'ANC all'atto della
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 46 richiesta di autorizzazione di cui sopra.
La B.U. Retail , dopo aver completato l’iter autorizzativo con l’autorizzazione definitiva, ha proceduto alla verifica annuale delle emissioni CO2 da parte di un organismo certificato (Bureau Veritas), ottenendone la certificazione richiesta dalla normativa.
L’attivazione della fase di mercato con la messa all'asta delle quote di emissione è stata prorogata all’anno 2028; la restituzione di tali quote è quindi prevista entro il 31 maggio 2029, procedendo in modo analogo per tutti gli anni successivi.
Permane la mancanza di indicazioni circa le modalità di applicazione dei corrispettivi ai clienti finali; né il Comitato ETS2, né l’autorità di regolazione di settore (ARERA) hanno indicato i meccanismi che, a partire dal 2028, introdurranno tali corrispet tivi come componenti di costo nella bolletta del cliente finale.
Si conferma, quindi, che tale incertezza non permette, ad oggi, di valutare l’impatto economico di tale sistema, né di definirne la natura.
Rischi informatici
Le attività del Gruppo – in particolare nell’attuale contesto, caratterizzato dal perdurare di forti tensioni geopolitiche – possono essere soggette a una crescente esposizione agli attacchi di natura informatica.
I conflitti in essere potrebbero avere impatti proprio in termini di incremento di simili attacchi, fenomeno purtroppo già riscontrato a partire dal 2021 nei confronti di diversi enti.
L’esposizione è inoltre legata al progressivo aumento dei livelli di digitalizzazione dei processi aziendali.
Per fronteggiare tale rischio, il Gruppo ha posto in essere una serie di ulteriori attività di monitoraggio e analisi per attivare le azioni necessarie a mitigare gli effetti di eventuali attacchi informatici sui propri sistemi.
Con riferimento alla sicurezza informatica, si segnala che il D. Lgs. 138/2024, entrato in vigore il 16 ottobre 2024, di recepimento della Direttiva europea NIS2 (UE 2022/2555), ha introdotto obblighi specifici per gli operatori attivi in settori ad alta criticità, tra cui il settore energetico. A seguito della verifica interna sull'applicabilità della normativa, il Gruppo Gas Plus ha rinnovato la registrazione sul portale dell'Agenzia per la Cybersicurezza Nazionale (ACN) nei termini previsti (1° gennaio – 28 febbraio 2026), ottenendo la conferma della qualifica di soggetto essenziale ai sensi dell'Allegato I del Decreto. Sono stati inoltre completati nei termini previsti (15 aprile – 31 maggio 2026) l’aggiornamento annuale delle informazioni all’ACN ed i diversi adempimenti previsti nel periodo.
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 47 È in corso, con il supporto di una società di consulenza specializzata, la verifica del livello di conformità alla Normativa NIS 2 di tutte le società del Gruppo ed è stata avviata la stesura del piano di gestione degli incidenti di sicurezza informatica per le Società del Gruppo, e delle politiche sulla gestione della sicurezza dei sistemi informativi e di rete.
ALTRE INFORMAZIONI
Rapporti con parti correlate Per quanto concerne i rapporti con parti correlate, di natura commerciale o finanziaria, effettuati a valori di mercato e attentamente monitorati dagli organi preposti (Comitato Controllo e Rischi e Collegio Sindacale), si rimanda alle Note esplicative.
Dichiarazione di carattere non finanziario Per l’esercizio 2026 il Gruppo non rientra nell’ambito di applicazione della disciplina in materia di rendicontazione societaria di sostenibilità di cui al D. Lgs. 125/2024 – stante l’assenza dei parametri di cui all’art. 17, comma 1, lett. a) del menzionato decreto – e, pertanto, non è stata predisposta la relazione di rendicontazione di sostenibilità.
Operazioni atipiche e/o inusuali Il bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 2026 non riflett e componenti di reddito e poste patrimonial i e finanziarie derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
Deroga agli obblighi di pubblicazione di documenti informativi ai sensi degli artt. 70, comma 8, e 71, comma 1 -bis, del Regolamento Emittenti.
Il Consiglio di Amministrazione di Gas Plus S.p.A. tenutosi in data 28 gennaio 2013 ha deliberato, ai sensi dell’art. 3 della Delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, di aderire al regime di semplificazione previsto dagli artt. 70, comma 8, e 71, comm a 1-bis, del Regolamento Emittenti Consob adottato con Delibera n. 11971 del 14 maggio 1999, come successivamente integrato e modificato, avvalendosi pertanto della facoltà di derogare agli obblighi di pubblicazione dei documenti informativi prescritti in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura nonché acquisizioni e cessioni.
Azioni proprie
Con specifico riferimento alle informazioni richieste dall’art. 40 del D. Lgs. 127/91 si precisa infine quanto segue:
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 48 • la capogruppo Gas Plus S.p.A. alla data del 14 settembre 2026 detiene direttamente n. 1.336.677 azioni proprie, acquistate ad un prezzo medio di 7,18 euro per azione, per un valore totale di 9.600 migliaia di euro corrispondente al 2,98% delle azioni della Società;
• la capogruppo Gas Plus S.p.A. non detiene quote della propria controllante, né direttamente né per tramite di società fiduciaria o per interposta persona, né ha acquistat o o alienato, nel corso del primo semestre 202 6 quote della società controllante;
• non sussistono in generale altri aspetti da segnalare con particolare riferimento ai punti 1 e 2 del citato articolo.
EVENTI SIGNIFICATIVI DEL SEMESTRE
Oltre a quanto già commentato nei paragrafi precedenti non si segnalano altri eventi significativi nel primo semestre dell’esercizio 202 6.
FATTI DI RILIEVO DOPO LA CHIUSURA DEL SEMESTRE
Oltre a quanto già segnalato nel corso della presente relazione non si segnalano altri eventi o fatti di rilievo dopo la chiusura del primo semestre dell’esercizio 20 26.
EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE
La residua parte del corrente anno e l’inizio del 2027 per Longanesi vedranno le ultime impegnative fasi di completamento degli impianti definitivi, di temporanea fermata della produzione per sostituirli a quelli di prova e della loro messa in produzione, con successiva valutazione delle aspettative di produzione a regime.
Nel contempo circa la residua fase di produzione mediante gli impianti di prova anche i valori consuntivati dei primi mesi del secondo semestre confermano un trend produttivo nella fascia alta delle previsioni.
Riguardo l’altra principale variabile afferente al l’andamento della seconda parte dell’anno, i prezzi del gas, sia i dati consuntivati dei primi mesi del semestre (rispetto ai quali si è registrato un ulteriore rialzo con gli inizi del corrente mese) sia il livello di prezzo dei derivati di copertura in portafoglio per il secondo semestre lasciano intravedere una valorizzazione delle produzioni più elevata di quella della prima metà dell’anno.
Su base annuale si prevede quindi una ulteriore crescita dei risultati rispetto all’esercizio 2025 ed anche, circa la posizione finanziaria netta a fine 2026, si ritiene prevedibile un miglioramento
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Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 49 rispetto al dato della fine dello scorso anno, nonostante la prosecuzione degli investimenti su Longanesi.
INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE
Al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo vengono predisposti distinti schemi riclassificati diversi dai prospetti previsti dai principi contabili internazionali adottati dal Gruppo nel bilancio consolidato.
Tali schemi riclassificati contengono indicatori di performance alternativi (IAP) rispetto a quelli risultanti direttamente dagli schemi del bilancio consolidato e che il management ritiene utili ai fini del monitoraggio dell’andamento dei risultati del Gruppo; tali indicatori sono presentati nel rispetto degli orientamenti del l’ESMA ( European Security and market Authority ) e della CONSOB (Commissione Nazionale per le Società e la Borsa)1 e sono da considerarsi come complementari, non sostitutiv i, alle informazioni finanziarie contenute nei bilanci predisposti secondo gli IFRS .
Nel seguito sono forniti, in linea con gli orientamenti dell’ESMA richiamati dalla CONSOB , i criteri utilizzati per determinare gli indicatori alternativi di performance e per individuare partite che il management valuta non ricorrenti, non frequenti o inusuali , che sono da escludere e/o evidenziare al fine di illustrare i risultati economici del Gruppo:
• Partite o poste non ricorrenti : componenti positive e negative di entità significativa che hanno la caratteristica di non ripetibilità negli esercizi futuri. 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.
• Margine operativo lordo o EBITDA : Risultato operativo al lordo degli ammortamenti, dei ripristini di valore e delle svalutazioni e degli oneri e proventi diversi. La funzione di questo indicatore è quella di presentare una misura della redditività operativa prima delle principali poste non monetarie e degli oneri e proventi afferenti all’attività non caratteristica.
• EBIT: Risultato operativo al netto degli ammortamenti , dei ripristini di valore e delle
1 In tal senso, l’ESMA, in data 5 ottobre 2015, ha pubblicato i propri orientamenti (ESMA/2015/1415) in merito ai criteri per l a presentazione degli indicatori alternativi di performance che sostituiscono, a partire dal 3 luglio 2016, le raccomandazioni del CESR/05-
178b, recepiti nel nostro ordinamento con Comunicazione n. 0092543 del 3 dicembre 2015 della CONSOB. Inoltre, l’ESMA, in data 4 marzo 2021, ha pubblicato gli orientamenti sui requisiti di informativa dal nuovo Regolamento Prospetto ( Regulation EU 2017/1129 e Regolamenti Delegati EU 2019/980 e 2019/979), che aggiornano le precedenti Raccomandazioni CESR (ESMA/2013/319, nella versione rivisitata del 20 marzo 2013). A partire dal 5 maggio 2021, su richiamo d’attenzione CONSOB n. 5/21, i sopracitat i orientamenti dell’ESMA sostituiscono anche le raccomandazioni CESR in materia di indebitamento; pertanto, in base alle nuove previsioni, gli emittenti quotati hanno dovuto presentare, nelle note illustrative dei bilanci annuali e delle semestrali, pu bblicate a partire dal 5 maggio 2021, un nuovo prospetto in materia di indebitamento da redigere secondo le indicazioni contenute nei paragrafi 175.ss. dei suddetti orientamenti ESMA.
GRUPPO GAS PLUS
Relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2026 50 svalutazioni, ma al lordo degli oneri e proventi diversi. La funzione di questo indicatore è quella di presentare una misura della redditività operativa prima degli oneri e proventi afferenti all’attività non caratteristica.
• EBIT ADJUSTED: Risultato operativo al netto di ammortamenti ed al lordo dei ripristini di valore e delle svalutazioni . Nel primo semestre del 2026 e del 2025 non sono state contabilizzate svalutazioni e ripristini di valore delle attività immateriali e materiali.
• RISULTATO NETTO ADJUSTED: risultato netto di bilancio al lordo dei ripristini di valore e delle svalutazioni, delle partite non ricorrenti (esposte nell’ambito degli oneri e proventi diversi), della fiscalità relativa alle voci precedenti e delle imposte di natura non ricorrente.
Nel primo semestre del 2026 tali componenti sono costituit e esclusivamente dagli oneri (0,9 milioni di euro) previsti per la procedura arbitrale con l’operatore TAG G.m.b.H . a seguito della cessazione anticipata del contratto di trasporto gas a lungo termine sul sistema TAG – Trans Austria Gasleitung - e dalla relativa fiscalità differita (0,3 milioni di euro) . Nel primo semestre del 2025 non erano stati invece rilevati simili componenti .
• Indebitamento finanziario netto: è rappresentata dalla somma algebrica dei debiti di natura finanziaria correnti e non correnti (con esclusione delle componenti relative ai derivati di copertura delle commodities ), dei debiti finanziari per lease correnti e non correnti, delle disponibilità di cassa, delle attività finanziarie detenute per la negoziazione e dei crediti di natura finanziaria correnti e non correnti (con esclusione delle comp onenti relative ai derivati di copertura delle commodities ).
• Capitale investito netto : è definito come somma delle “Attività correnti”, delle “Attività non correnti” e delle “Attività e Passività destinate alla vendita” (se presenti) al netto delle “Passività correnti” e delle “Passività non correnti”, escludendo le voci considerate nella determinazione dell ’Indebitamento Finanziari o Nett o.
• Capitale circolante netto : è dato dalla somma delle Rimanenze, dei Crediti Commerciali, dei Debiti Commerciali e del saldo netto delle altre attività e passività correnti, escludendo le voci considerate nella determinazione dell’Indebitamento Finanziario Netto.
• ROI: indica il rapporto tra il risultato operativo ed il capitale investito netto medio del periodo.
• ROE : indica il rapporto tra il risultato netto ed il patrimonio netto medio del periodo, comprensivo delle minoranze di terzi.
• Riserve di idrocarburi : indicano i volumi stimati di petrolio, gas naturale e condensati che si prevede possano essere commercialmente recuperati da giacimenti noti a partire da una certa data in avanti, nelle condizioni economiche e tecniche esistenti e con la normativa di legge vigente.
Gruppo GAS PLUS
Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2026
Prospetti contabili e note esplicative
Gruppo GAS PLUS Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2026
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Indice
SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDATA SEMESTRALE ................................................ 54
CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE ......................................................................................... 55
CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE .............................................................. 56
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE ..................... 57
RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ............................................................................ 58 NOTE ESPLICATIVE ................................................................................................................................................. 59 1. Informazioni societarie ................................................................................................................................... 59 2. Criteri di r edazione e principi contabili adottati ............................................................................................... 60 3. Aggregazioni aziendali ................................................................................................................................... 61 4. Stagionalità dell’attività .................................................................................................................................. 62 5. Totale indebitamento finanziario ..................................................................................................................... 62 6. Utilizzo di stime .............................................................................................................................................. 64 7. Dividendi ........................................................................................................................................................ 64 8. Informativa di settore ...................................................................................................................................... 64 9. Impairment test ai sensi dello IAS 36 .............................................................................................................. 68 10. Immobili, impianti e macchinari ..................................................................................................................... 69 11. Diritti d’uso .................................................................................................................................................... 69 12. Avviamento .................................................................................................................................................... 70 13. Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali ........................................................................................... 71 14. Altre attività finanziarie .................................................................................................................................. 71 15. Rimanenze ...................................................................................................................................................... 72 16. Crediti commerciali ........................................................................................................................................ 72 17. Altri crediti ..................................................................................................................................................... 73 18. Fair value (derivati finanziari attivi e passivi) ................................................................................................. 74 19. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti ......................................................................................................... 74 20. Patrimonio netto ............................................................................................................................................. 74 21. Debiti finanziari correnti e non correnti ........................................................................................................... 75 22. Debiti finanziari per lease correnti e non correnti ............................................................................................ 77 23. Fondo per benefici ai dipendenti ..................................................................................................................... 77 24. Fondi per rischi e oneri ................................................................................................................................... 78 23. Debiti commerciali ......................................................................................................................................... 79 26. Altri debiti correnti e non correnti ................................................................................................................... 80 27. Ricavi ............................................................................................................................................................. 80 28. Costi operativi ................................................................................................................................................ 81 29. Costi per il personale ...................................................................................................................................... 82 30. Proventi ed oneri diversi ................................................................................................................................. 83 31. Proventi ed oneri finanziari ............................................................................................................................. 83 32. Imposte ........................................................................................................................................................... 83 33. Rapporti con parti correlate ............................................................................................................................. 85 34. Strumenti e rischi finanziari ............................................................................................................................ 86 35. Eventi successivi alla data del bilancio intermedio .......................................................................................... 89
Gruppo GAS PLUS Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 giugno 2026
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SITUAZIONE PATRIMONIALE FINANZIARIA CONSOLIDAT A
SEMESTRALE
Importi in migliaia di Euro Note 30/06/202 6 31/12/202 5 di cui con parti correlate di cui con parti
correlate
ATTIVITÀ
Attività non correnti Immobili, impianti e macchinari 10 126.988 125.145 Diritti d’uso 11 13.707 2.649 21.772 2.878 Avviamento 12 4.264 884 Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali 13 257.979 239.577 Altre attività finanziarie 14 883 718 Fair value (derivati finanziari attivi) 18 1.709 -
Attività per imposte anticipate 33 40.805 38.492 Totale attività non correnti 446.335 426.588
Attività correnti
Rimanenze 15 2.833 3.250 Crediti commerciali 16 26.521 32 32.423 3 Crediti per imposte sul reddito 32 177 373 Altri crediti 17 17.233 14.389 Fair value (derivati finanziari attivi) 18 6.881 3.669 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 19 40.460 42.319 Totale attività correnti 94.105 96.423
TOTALE ATTIVIT À 540.440 523.011
PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO
Capitale sociale 20 23.353 23.353 Riserve 20 98.771 97.670 Utili a nuovo 20 124.580 115.707 Azioni proprie 20 (9.600) (9.600) Risultato del periodo 20 15.87 5 19.768
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO 252.97 9 246.898
Patrimonio netto di Terzi 96 104
TOTALE PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO E DI
TERZI 253.07 5 247.002
PASSIVITÀ
Passività non correnti Debiti finanziari 21 - 546 Debiti finanziari per lease 22 4.325 2.230 7.929 2.447 Fondo per benefici ai dipendenti 23 4.447 4.681 Passività per imposte differite 32 13.732 11.314 Altri debiti 26 2.706 2.758 Fondi per rischi e oneri 24 158.360 155.440 Totale passività non correnti 183.570 182.668
Passività correnti
Debiti commerciali 25 35.484 6 29.268 10 Debiti finanziar i 21 20.449 30.042 Debiti finanziari per lease 22 5.082 462 9.338 449 Altri debiti 26 33.910 8.288 23.676 Fair value (derivati finanziari passivi) 18 3.828 -
Debiti per imposte sul reddito 32 5.042 1.017 Totale passività correnti 103.795 93.341
TOTALE PASSIVIT À 287.365 276.009
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVIT À 540.440 523.011
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CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE
Importi in migliaia di Euro Note 1° Semestre 202 6 1° Semestre 202 5 (*) di cui con
parti
correlate di cui con
parti
correlate
Ricavi di vendita 27 87.776 28 80.724 8 Altri ricavi e proventi 27 2.688 1.018 Totale Ricavi 90.464 81.742
Costi per materie prime e materiali di consumo 28 (5.197) (18.898) Costi per servizi e d altri 28 (29.6 92) (4) (26.050 ) (6) Costo del personale 29 (3.900) (4.039) Proventi e (oneri) diversi 30 (910) -
Ammortamenti 10-11-12 (24.164) (248) (14.109) (254)
RISULTATO OPERATIVO 26.601 18.646
Proventi finanziari 31 455 409 Oneri finanziari 31 (4.214) (57) (4.737 ) (35)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE 22.842 14.318
Imposte sul reddito 32 (6.967) (4.143 )
RISULTATO DEL PERIODO 15.875 10.175
Attribuibile a:
Gruppo 15.87 5 10.177 Terzi - (2)
Risultato per azione base (importi in Euro) 0,36 0,23
(*) = Dati r iesposti considerando, nel caso di concessioni di coltivazione mineraria in cui il Gruppo Gas Plus svolge il ruolo di Operatore, solo i relativi ricavi e costi per la quota di partecipazione del Gr uppo (si veda nota n. 2, Criteri di redazione e principi contabili adottati).
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CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE
Importi in migliaia di Euro 1° semestre 20 26 1° semestre 20 25
Risultato del periodo 15.875 10.175
Altre componenti di conto economico complessivo che saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Variazioni di fair value dei derivati in regime di hedge accounting 2.403 6.229 Imposte (559) (1.637)
1.844 4.592
Differenze d i conversione di bilanci esteri (763) (775)
Altre componenti di conto economico complessivo che non saranno riclassificate nel risultato di esercizio:
Utili/perdite attuariali sui fondi per benefici ai dipendenti 26 105 Imposte (6) (25)
20 80
Totale variazioni di conto economico complessivo al netto delle imposte 1.101 3.897
Totale risultato complessivo al netto delle imposte 16.97 6 14.072
Attribuibile a:
Gruppo 16.976 14.074 Terzi - (2)
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PROSPETTO DELLE VARI AZIONI DEL PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO SEMESTRALE
Importi in migliaia di Euro
Capitale
sociale
Riserve
Utili
(perdite)
a nuovo
Azioni
Proprie
(1)
Risultato
del
periodo
Totale
patrimonio
netto
di gruppo
Totale
patrimonio
di terzi
Totale
patrimonio
netto
Riserva
legale Riserva
sovrap.
azioni Versamenti
c/ capitale
Riserva
di
copertura
derivati
Riserva
di
conversione
cambi Riserva
differenze
attuariali
fondi
benefici
dipendenti Totale
riserve
Saldo al 1° gennaio 2025 23.353 4.671 85.605 7.042 (2.882) (1.314) (327) 92.795 111.863 (9.600) 12.548 230.959 133 231.092 Destinazione utile - - - - - - - - 12.548 - (12.548 ) - - -
Distribuzione dividendi - - - - - - - - (8.715 ) - - (8.715 ) (6) (8.721 ) Risultato di periodo al 30 giugno 2025 - - - - - - - - - - 10.177 10.177 (2) 10.175 Variazioni del risultato complessivo - - - - 4.592 (775) 80 3.897 - - - 3.897 - 3.897 Saldo al 30 giugno 2025 23.353 4.671 85.605 7.042 1.710 (2.089 ) (247) 96.692 115.696 (9.600) 10.177 236.318 125 236.443
Saldo al 1° gennaio 202 6 23.353 4.671 85.605 7.042 2.645 (2.142) (151) 97.670 115.707 (9.600) 19.768 246.898 104 247.002 Destinazione utile - - - - - - - - 19.768 - (19.768 ) - - -
Distribuzione dividendi - - - - - - - - (10.893 ) - - (10.893 ) (8) (10.901 ) Variazioni altre riserve - - - - - - - - (2) (2) (2) Risultato di periodo al 30 giugno 2026 - - - - - - - - - - 15.875 15.87 5 - 15.875 Variazioni del risultato complessivo - - - - 1.844 (763) 20 1.101 - - - 1.101 - 1.101 Saldo al 30 giugno 2026 23.353 4.671 85.605 7.042 4.489 (2.905) (131) 98.771 124.580 (9.600) 15.875 252.97 9 96 253.07 5
(1) = al 30 giugno 2026, G as Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari al 2,98 % del capitale sociale) p er un costo complessivo di 9.600 migliaia di Euro.
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
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RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE
Importi in migliaia di Euro 1° semestre 20 26 1° semestre 20 25
Flussi finanziari dell’attività operativa Risultato del periodo 15.87 5 10.175
Ammortamenti degli immobili, impianti e macchinari 10.208 6.382 Ammortamenti dei diritti d’uso 4.107 1.480 Ammortamenti delle concessioni e delle altre immobilizzazioni immateriali 9.849 6.247 Accantonamento / (U tilizzo ) altri fondi non monetari 1.046 328 Attualizzazione fondo smantellamento e ripristino siti 2.617 2.619 Altri ( proventi) oneri finanziari complessivi 1.142 1.709 (Plusvalenze) / Minusvalenze patrimoniali (15) 6 Imposte sul reddito 6.967 4.143
Incrementi/decrementi delle attiv ità e passività operative Variazione rimanenze 688 (47) Variazione crediti commerciali verso terzi e correlate 7.227 12.050 Variazione debiti commerciali verso terzi e correlate 6.216 (6.787) Oneri di smantellamento e ripristino siti sostenuti (32) (2.236 ) Variazione fondi per benefici ai dipendenti (426) 16 Oneri finanziari netti pagati nel periodo (1.111) (1.631 ) Imposte sul reddito nette pagate (3.480) (2.699) Variazione delle altre passività e attività operative (6.365) 72 Flussi finanziari n etti generati dall'attività operativa 54.513 31.827
Flussi finanziari dell’attività di investimento Acquisto beni materiali (12.448 ) (7.468 ) Acquisto beni immateriali (1.577) (1.640 ) Acquisizioni da aggregazioni di imprese, al netto della cassa acquisita (26.923) -
Flussi finanziari netti generati / ( utilizzati ) nell'attività di investimento (40.948) (9.108 )
Flussi finanziari dell’attività finanziamento Nuovi finanziamenti bancari 7.500 5.000 Finanziamenti rimborsati (17.911 ) (10.825 ) Rimborso d ei debiti per lease (4.825) (2.139 ) Dividendi pagati (8) (6) Incasso (Rimborso) debiti bancari per cartolarizzazione 266 (2.684) Altre variazioni delle passività finanziarie 6 105 Altre variazioni di patrimonio netto (2) -
Flussi finanziari netti generati / (utilizzati) dall’ attività di finanziamento (14.974) (10.549 )
Effetto cambi traduzione bilanci di società estere (450) (432)
Incremento (decremento) delle disponibilità liquide (1.859) 11.738
Disponibilità liquide all'inizio del periodo 42.319 29.101 Disponibilità liquide alla fine del periodo 40.460 40.839
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
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NOTE ESPLICATIVE
1. Informazioni societarie
Gas Plus S.p.A. (la “Soc ietà”) è una società per azioni quotata sul mercato telematico azionario gestito e organizzato da Borsa Italiana S.p.A. La S ocietà è costituita in Italia, iscritta al registro delle Imprese di Milano.
Le principali attività del Gruppo Gas Plus (il “Gruppo”) sono:
• esplorazione e produzione idrocarburi ( Business Unit Exploration & Production – E&P ), con riferimento sia alla produzione in Italia ( Business Unit E&P Italia ), che all’estero (Business Unit E&P
Estero );
• distribuzione di gas naturale (Business Unit Network );
• vendita gas naturale a clienti finali (Business Unit Retail);
• altre attività e attività non allocate, che comprendono lo stoccaggio gas ( Business Unit Storage ), attività in fase di start up , come meglio descritto nella Relazione intermedia sulla Gestione a cui si rimanda, e principalmente le attività relative alle funzioni comuni e serviz i centralizzati della Capogruppo.
Il Gruppo Gas Plus definisce gestionalmente Business Unit (B.U.) un settore di attività.
La società capogruppo Gas Plus S.p.A. è controllata da U S. Fin S.r.l., che non esercita attività di direzione e coordinamento.
La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo per il periodo di sei mesi al 30 giugno 20 26 è stata autorizzata con delibera degli A mministratori del 14 settembre 2026.
Il presente b ilancio consolidato semestrale abbreviato è inol tre assoggettat o a revisione contabile limitata da parte di EY S.p.A. in base all’incarico conferito con delibera dell’Assemblea del 25 giugno 2024 per il novennio 2024 -2032.
Il bilancio consolidato semestrale abbreviato è presentato in migliaia di Euro in quanto questa è la valuta in cui è condotta la maggior parte delle operazioni del Gruppo e gli importi sono esposti in migliaia di Euro, salvo i dati per azione, che sono esposti in Euro, o quando diversamente indicato.
Ai sensi della Comunicazione Conso b N. DEM/606429 3 del 28 luglio 2006, si precisa che il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 include oneri non ricorrenti per Euro 910 per l’adeguamento del fondo rischi costituito a fine 2024 a fronte de i potenziali oneri relativi al contratto di trasporto a lungo termine sul gasdotto TAG nel residuo periodo del contratto in essere, contratto per il quale la società controllata Gas Plus Italiana S.r.l., nel corso del 2025, aveva comunicato all’operatore la cessazione anticipata per giusta causa .
Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 202 6 non riflette componenti di reddito e poste patrimoniali e finanziarie derivanti da posizioni o trans azioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali .
Il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Gas Plus al 30 giugno 202 6 include i dati della capogruppo Gas Plus S.p.A. e quelli delle società controllate sulle quali Gas Plus S.p.A. esercita direttamente o indirettamente il controllo .
In data 31 marzo 2026, ma con effetti giuridici e contabili dal 1° aprile 2026, la società controllata GP Infrastrutture S.r.l. ha acquisito l’intera partecipazione nella società BS Reti Gas S.r.l., operante nell’attività di distribuzione gas in 14 c omuni contigui ad aree già servite dal Gruppo, all’interno dell’ATEM denominato Brescia 5 – Sud-Est.
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
60
Non sono intervenute altre variazioni nell’area di consolidamento nel corso del primo semestre 2026 .
2. Criteri di redazione e principi contabili adottati
Criteri di redazione e di valut azione Il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo è stato redatto in osservanza del D . Lgs. 58/1998 (art. 154 -ter) e successive modifiche, nonché del Regolamento E mittenti emanato dalla Consob; la forma e il contenuto sono preparat i in conformità con i principi contabili internazionali IFRS emessi dall’International Accounting Standards Board (IASB) e omologati dalla Comunità Europea ai sensi del r egolamento n.
1606/2002. Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è stat o redatto , in forma sintetica, in conformità allo IAS 34 “ Bilanci intermedi”. Tale bilancio semestrale abbreviato non comprende pertanto tutte le informazioni richieste dal bilancio annuale e deve essere letto unitamente al bilancio annuale predisposto per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 20 25.
Per ragioni di comparabilità, sono stati riesposti i dati economici al 30 giugno 2025 esponendo i ricavi e i costi relativi alle concessioni di coltivazione mineraria in cui il Gruppo svolge il ruolo di operatore per la solo quota di partecipazione del Gruppo. Ciò ha implicato una riduzione dei ricavi di vendita per Euro 4.935, dei costi per materie prime e materiali di consumo per Euro 66 , dei costi per servizi ed altri per Euro 4.724 e dei costi del personale per Euro 145, senza impatti a livello di risultat o economic o netto .
In considerazione delle caratteristiche proprie dei settori di attività in cui opera il Gruppo, dell’ininterrotta prosecuzione delle attività operative, nonché dei risultati delle analisi condotte circa gli impatti relativi alla situazione di crisi del Medioriente e al perdurare del conflitto Russia – Ucraina , non sono stati ravvisati elementi che richiedessero un approfondimento riguardo la validità del presupposto della continuità aziendale.
Il Gruppo continuerà comunque a monitorare l’evoluzione della situazione : lo stesso ha una struttura finanziaria solida , pressoché priva di indebitamento, e può attingere a risorse adeguate a supportare sia le necessità operative, sia i piani di sviluppo del busine ss.
Principi contabili rilevanti
I principi contabili, i criteri e le procedure di consolidamento adottati per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato sono conformi a quelli utilizzati per la redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 20 25, per la cui descrizione si fa rinvio, fatta eccezione per l’adozione dei nuovi principi, modifiche ed interpretazio ni in vigore dal 1° gennaio 202 6.
Nel periodo in esame, sono entrati in vigore i seguenti emendamenti ai principi contabili int ernazionali:
- emendamenti all’IFRS 9 e all’IFRS 7 “ Classification and Measurement of Financial Instruments ”;
- emendamenti all’IFRS 9 e all’IFRS 7 “ Contracts Referencing Nature -Dependent Electricity ”;
- “Ciclo annuale di miglioramenti ai principi contabili IFRS -Volume 11 ”.
Tali emendamenti , in vigore dal 1° gennaio 2026, sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo senza tuttavia avere effetti significativi sul bilancio consolidato semestrale abbreviato.
Al 30 giugno 2026 , gli organi competenti dell’U nione Europea hanno concluso il processo di omologazione necessario per l’adozione del principio IFRS 18 “ Presentation and Disclosure in Financial Statements ”, che sostituisce lo IAS 1.
Il principio IFRS 18 entrerà in vigore a partire dal 1° gennaio 2027, con la necessità di riesposizione dei
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
61 valori dell’esercizio precedente.
Al riguardo, si segnala che, nel corso del primo semestre 2026 i l Gruppo ha avviato le attività di analisi per individuare gli ambiti interessati dalle nuove disposizioni , al fine di identificar e i relativi impatti sul bilancio consolidato. Nel secondo semestre proseguiranno le attività di implementazione del nuovo principio, valutando tra l’altro le eventuali apposite modifiche dei sistemi informatici.
Al 30 giugno 202 6, gli organi competenti dell’Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l’adozione dei seguenti principi ed emendamenti :
- principio contabile IFRS 19 “ Subsidiaries without Public Accountability: Disclosures ”, che entrerà in vigor e dal 1° gennaio 2027;
- emendamenti allo IAS 21 “ Translation to a Hyperinflationary Presentation Currency ”, che entrer à in vigore dal 1° gennaio 2027;
- emendamenti allo IAS 28 “Amendments to the Fair Value Option for investments in Associates and Joint Ventures”, che entrerà in vigore dal 1° gennaio 2027;
- principio contabile IFRS 20 “Regulatory Assets and Regulatory Liabilities”, che entrerà in vigore dal 1° gennaio 2029.
Il Gruppo adotterà tali nuovi principi e modifiche, sulla base della data di applicazio ne prevista, quando questi saranno omologati dall’Unione Europea. Al momento è in corso di verifica la valutazione dei possibili effetti della loro introduzione sul bilancio consolidato.
3. Aggregazioni aziendali
Acquisizione di BS Ret i Gas S.r.l.
In data 31 marzo 2026, ma con effetti giuridici e contabili d al 1° aprile 2026, la società controllata GP Infrastrutture S.r.l., a seguito dell’aggiudicazione della gara, indetta da Italgas S.p.A., per la dismissione di alcuni impianti di distribuzione gas all ’interno dell’ATEM Brescia 5 Sud Est. , ha acquisito l’intera partecipazione della società BS Reti Gas S.r.l.. Con efficacia dallo stesso 1° aprile 2026, grazie al conferimento di ramo d’azienda del 23 marzo 2026 effettuato da Italgas Reti S.p.A. (atto a rogito del notaio Trimarchi di Milano – rep. n. 31720 – racc. n. 14698) , BS Reti Gas S.r.l. gestisce l’attività di distribuzione del gas metano in 3 comuni della zona Lago di Garda e in 11 della zona Bassa Bresciana, comuni contigui ad aree già servite dal G ruppo, per un totale di circa 19.000 PdR, con oltre 300 km di condutture.
Il corrispettivo dell’operazione è stato pari a complessivi 28,5 milioni di Euro. In data 31 marzo 2026, in sede di acquisto della partecipazione , la società controllata GP Infrastrutture S.r.l. ha versato l’importo offerto in sede di procedura dismissiva di 26 ,9 milioni di Euro e, successivamente, ad inizio settembre, quale conguaglio sui valori delle attività e passività acquisite sino al termine del primo trimestre 2026 , il residuo importo pari a 1,6 milioni di Euro. Il pagament o dei suddetti corrispettivi è stato effettuat o senza il ricorso a linee di finanziamento aggiuntive, ma attraverso la liquidità e le linee del Gruppo già disponibili .
In considerazione della prossimità della data di acquisizione alla data di chiusura del semestre, l’allocazione del costo dell’acquisizione ai fair values delle attività e passività acquisite nonché delle passività potenziali assunte, richiesto dall’IFRS 3 “ Aggregazioni di imprese ”, è effettuato provvisoriamente come riportato nella
seguente tabella:
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
62
(Valori in migliaia di Euro) Valori storici Valori correnti
Immobilizzazioni immateriali 26.672 26.672 Diritti d’uso 95 95 Avviamento - 3.380 Imposte anticipate 618 618 Totale Attivo non corrente 27.385 30.765
Altri crediti 191 191 Totale Attivo corrente 191 191
TFR 130 130
Debiti per lease 64 64 Fondo imposte differite 1.679 1.679 Totale Passività non correnti 1.873 1.873
Debiti per lease 31 31 Altri debiti 579 579 Totale Passività correnti 610 610
Valore dell'acquisizione 25.093 28.473
Il conto economico consolidato recepisce i costi ed i ricavi di BS Reti Gas S.r.l. a partire dalla data d i acquisizione ( 1° aprile 2026). In dettaglio, i ricavi dalla data del 1° aprile 2026 alla chiusura del semestre sono pari a 1.033 Euro, l’EBITDA è pari a 626 Euro ed il risultato netto è pari a 174 Euro.
4. Stagionalità dell’attività
La maggioranza dei ricavi (circa il 90%) è rappresentata dalla vendita del gas naturale al Gestore del Mercato Elettrico (GME) ed a clienti grossisti, industriali e civili.
La vendita di gas per i clienti civili è soggetta a variazioni stagionali influenzate dalle condizion i climatiche.
In coerenza con i dati storici, i volumi di gas venduti ai clienti civili per i primi sei mesi sono pari a circa il 60% dei volumi venduti nell’intero anno.
La voce patrimoniale che acco glie i crediti derivanti dalla vendita del gas è Crediti commerciali.
Si segnala peraltro che il saldo al 30 giugno 2026 dei Crediti commerciali è inferiore rispetto a quello del 31 dicembre 20 25, grazie anche ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 20 26 rispetto al quarto trimestre 20 25, legati alla stagionalità sopra evidenziata .
5. Totale indebitamento finanziario
Il totale indebitamento finanziario netto del Gruppo al 30 giugno 2026 , conforme agli orientamenti ESMA del 4 marzo 2021 ed al “Richiamo di attenzione n. 5/21” del 29 aprile 2021 emesso da CONSOB, è dettagliato come segue:
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
63
30 giugno 2026 31 dicembre 20 25
A. Disponibilità liquid e 40.460 42.319 B. Mezzi equivalenti e disponibilità liquide - -
C. Altre attività finanziarie correnti - -
D. Liquidità (A +B + C) 40.460 42.319 E. Debito finanziario corrente (1) 22.907 29.395 F. Parte corrente del debito finanziario non corrente 2.624 9.985 G. Indebitamento finanziario corrente (E + F ) 25.531 39.380 H. Indebitamento finanziario corrente netto ( G -D) (14.929) (2.939) I. Debit o finanziario non corrent e (2) 4.325 8.475 J. Strumenti di debito - -
K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti - -
L. Indebitamento finanziario non corrente ( I + J + K ) 4.325 8.475 M. Totale i ndebitamento finanziario ( H + L ) (10.604) 5.536
Note:
(1) Al 30 giugno 202 6 include per Euro 5.082 la quota a breve dei debiti per lease (Euro 9.338 al 31 dicembre 2025 ).
(2) Al 30 giugno 202 6 include per Euro 4.325 la quota a medio/lungo termine dei debiti per lease (Euro 7.929 al 31 dicembre 2025 ).
La posizione finanziari a netta si è attestat a su un valore positivo pari ad Euro 10.604, rispetto al valore negativo di Euro 5.536 al 31 dicembre 20 25, al netto de gli effetti contabili derivanti dall’applicazione del principio contabile IFRS 16 – Lease per Euro 9.407 (Euro 17.267 al 31 dicembre 202 5).
Nel primo semestre 202 6 si registra un lieve decremento della liquidità, che passa da Euro 42.319 a Euro 40.460, per effetto de lle risorse destinate , principalmente, all’acquisizione della nuova società BS Reti Gas S.r.l. . La liquidità comprende le giacenze sui conti correnti delle società controllate estere, che non sono gestiti nell’ambito del sistema di cash pooling del Gruppo.
L’indebitamento finanzia rio corrente e non corrente si decrementa, rispettivamente, da Euro 39.380 a Euro 25.531 e da Euro 8.475 a Euro 4.325 , per effetto :
- del decremento di Euro 7.860 dei debiti per lease relativi a i canoni di noleggio, in applicazione del principio contabile IFRS 16 , riconducibile principalmente al contratto di noleggio dell’impianto mobile di trattamento gas utilizzato nella concessione Longanesi ;
- del decremento di Euro 10.139 dei debiti finanziari, dovuto al minor utilizzo delle linee di finanziamento revolv ing disponibili ed il rimborso secondo i termini contrattuali delle rate in scadenza dei finanziamenti in essere.
Ai sensi dello IAS 7 – Rendiconto finanziario si riporta nella seguente tabella la riconciliazione tra il saldo iniziale al 31 dicembre 202 5 ed il saldo finale al 30 giugno 2026 del totale indebitamento finanziario.
31 dicembre Flussi monetari Flussi non monetari 30 giugno
2025 Variazione
fair value Altre
variazioni 2026
Debiti finanziari correnti 39.380 (15.544) - 1.695 25.531 Debiti finanziari non correnti 8.475 - - (4.150) 4.325 Passività nette derivanti da attività di finanziamento 47.855 (15.544) - (2.455) 29.856 Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 42.319 (1.859) - - 40.460 Totale i ndebitamento finanziario 5.536 (13.685) - (2.455) (10.604)
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
64 6. Utilizzo di stime
La redazione del bilancio consolidato intermedio abbreviato richiede da parte della D irezione l’effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori dei ric avi, dei costi, delle attività e delle passività nonché sull’informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio intermedio , effettuate con metodologie coerenti con il bilancio al 31 dicembre 2025 .
Se nel futuro tali stime e assunzioni, basate sulla miglior valutazione attualmente disponibile, dovessero differire dalle circostanze effettive, saranno modificate in modo conseguente nel periodo di variazione delle circostanze stesse.
In particolare, le stime sono utilizzate per rilevare quote di ricavi e rimanenze di competenza, ammortamenti, benefici ai dipendenti, imposte, accantonamenti a fondi e per valutare la recuperabilità degli investim enti relativi all’attività E&P.
Ai fini della valutazione della recuperabilità delle immobilizzazioni materiali e immateriali della B.U. Exploration & Production e della determinazione dei relativi ammortamenti ed eventuali svalutazioni, oltre che della tempistica di sostenimento dei costi di smantellamento e ripristino dei siti minerari, rileva la valutazione delle riserve di idrocarburi che si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà , effettuata con il supporto di esperti indipendenti . Le riserve certe rappresentano le quantità stimate delle riserve di idrocarburi che sulla base dei dati geologici e di ingegneria potranno con ragionevole certezza essere estratte negli anni futuri nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Le riserve probabili rappresentano le quantità sti mate addizionali delle riserve di idrocarburi che hanno minore certezza di essere recuperate rispetto alle riserve certe, ma che insieme alle riserve certe hanno la stessa probabilità di essere recuperate o non esserlo. Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe o probabili, l’accuratezza delle stime delle riserve dipende dalla quantità delle informazioni disponibili e dall’interpre tazione e dal giudizio che di queste viene data dalla direzione aziendale.
Altre significative stime sono quelle relative agli obblighi derivanti dallo smantellamento delle attività materiali e d al relativo ripristino ambientale . La valutazione delle passività connesse ai costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso basato su ipotesi e criteri tecnici e metodologici con il supporto di esperti indipendenti oltre che su valutazioni finanziarie che richiedono il giudizio e l’apprezzam ento della direzione aziendale nella valutazione delle passività da sostenere e della tempistica di effettuazione di tali interventi. I costi di smantellamento e ripristino siti sono influenzati dalla complessità tecnologica e dalle specifiche tematiche ambientali del settore.
Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico.
Per una descrizione dettagliata degli altri valori di bilancio delle attività e passività, dei costi e ricavi influ enzati dalle valutazioni discrezionali e stime contabili effettuate dalla Direzione si rimanda alla nota n.
5, Utilizzo di stime contenuta nella nota integrativa del bilancio consolidato al 31 dicembre 202 5.
7. Dividendi
In data 16 giugno 202 6, l’Assemblea degli Azionisti di Gas Plus S.p.A. ha deliberato di distribuire agli Azionisti, a titolo di dividendo e al lordo delle ritenute di legge, l’importo unitario di Euro 25 centesimi per ciascuna delle azioni (al netto delle azioni proprie) ordinarie in circ olazione, per l’importo complessivo di Euro 10.893 . Il pagamento è avvenuto alla fine del mese di luglio .
8. Informativa di settore
L’informativa primaria di Gruppo è fornita per settori di attività.
Le attività nelle quali il Gruppo opera e che costituiscono l’informativa per il settore primario sono :
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
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• esplorazione e produzione di idrocarburi (Business Unit Exploration & Production o anche Business
Unit E&P);
• distribuzione di gas naturale ( Business Unit Network );
• vendita di gas naturale a clienti final i (Business Unit Retail);
• altre attività: include il settore stoccaggio di idrocarburi ( Business Unit Storage ), attività in fase di start up , e le funzioni comuni e servizi centralizzati della holding.
Con riferimento alle “altre attività”, il settore di attività “stoccaggio di idrocarburi” è tuttora in fase di avviamento e non consuntiva significativi valori economici e patrimoniali, in funzione della complessità tecnica del settore e dei necessari iter autorizzativi. Per tale motivo non viene fornita una separata informativa di settore.
La struttura direzionale ed organizzativa del G ruppo riflette essenzialmente il settore primario per attività di business.
I prezzi di trasferimento applicati alle transazioni tra settori relativi allo scambio di beni, prestazioni e servizi sono regolati secondo le usuali condizioni praticate dal mercato.
Le tabelle seguenti presentano le informazioni sui ricavi e risultati economici riguardanti i segmenti di business del Gruppo per i periodi di sei mesi chiusi rispettivamente al 30 giugno 2026 e 2025.
Informativa di settore primario, per attività (1° semestre 2026)
Exploration
& Production Network Retail Altre attività e attività non allocate Rettifiche ed
elisioni Totale
consolidato
Informazioni di natura economica Vendite a clienti 61.461 6.315 21.088 62 - 88.926 Vendite infrasettoriali 14.331 2.903 792 1.959 (19.985) -
Totale ricavi 75.792 9.218 21.880 2.021 (19.985) 88.926
EBITDA 43.996 4.572 2.677 (1.108) - 50.137
Ammortamenti (21.260) (2.704) (31) (169) - (24.164) Altri ricavi e proventi (**) 1.538 - - - 1.538
EBIT 24.274 1.868 2.646 (1.277) - 27.511
Proventi diversi - - - (910) - (910) Risultati operativi di settore 24.274 1.868 2.646 (2.187) - 26.601 Oneri finanziari netti (3.759) Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza 22.842 Imposte sul reddito (6.967) Utile netto de l sem estre 15.875 Altre informazioni di settore Investimenti in immobilizzazioni materiali 12.242 93 - 113 - 12.448 Investimenti in immobilizzazioni immateriali (*) - 1.251 25 - - 1.276 Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali (10.111) (58) (2) (37) - (10.208) Ammortamenti dei diritti d'uso (3.817) (139) (22) (129) - (4.107) Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*) (7.031) (2.507) (7) (3) - (9.548) Investimenti in attività di esplorazione 301 - - - - 301
* Esclusa attività d i esplorazione ** Riaddebito JV della quota dei costi dei contratti di noleggio di competenza dei terzi partner
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
66 Informativa di settore primario, per attività (1° semestre 2025)
Exploration
& Production Network Retail Altre attività e attività non allocate Rettifiche ed
elisioni Totale
consolidato
Informazioni di natura economica Vendite a clienti 49.848 6.061 25.712 121 - 86.677 Vendite infrasettoriali 4.198 2.974 780 2.427 (10.379) -
Totale ricavi 54.046 9.035 26.492 2.548 (10.379) 81.742
EBITDA 28.574 5.128 185 (1.132) - 32.755
Ammortamenti (11.573) (2.326) (31) (179) - (14.109)
EBIT 17.001 2.802 154 (1.311) - 18.646
Proventi diversi - - - - - -
Risultati operativi di settore 17.001 2.802 154 (1.311) - 18.646 Oneri finanziari netti (4.328) Utile prima delle imposte e degli interessi di minoranza 14.318 Imposte sul reddito (4.143) Utile netto de l semestre 10.175 Altre informazioni di settore Investimenti in immobilizzazioni materiali 7.395 37 - 36 - 7.468 Investimenti in immobilizzazioni immateriali (*) - 1.355 9 1 - 1.365 Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali (6.287) (62) (2) (31) - (6.382) Ammortamenti dei diritti d'uso (1.187) (126) (22) (145) - (1.480) Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*) (3.824) (2.138) (7) (3) - (5.972) Investimenti in attività di esplorazione 275 - - - - 275
* Esclusa attività di esplorazione ** Riaddebito JV della quota dei costi dei contratti di noleggio di competenza dei terzi partner
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
67 Le tabelle seguenti presentano l’informativa di settore secondario per settore geografici della Business Unit E&P, mostrando i ricavi e risultati economici in Italia ed all’Estero rispettivamente al 30 giugno 202 6 e 2025.
Informativa di settore secondario, per area geografica Business Unit E&P (1° Semestre 2026) Italia Estero Business Unit E&P Informazioni di natura economica Vendite a clienti 39.560 21.901 61.461 Vendite infrasettoriali 14.331 - 14.331 Totale ricavi 53.891 21.901 75.792
EBITDA 30.633 13.363 43.996
Ammortamenti (16.694) (4.566) (21.260) Altri ricavi e proventi (**) 1.538 - 1.538
EBIT 15.477 8.797 24.274
Proventi diversi - - -
Risultati operativi per area geografica 15.477 8.797 24.274 Altre informazioni di settore Investimenti in immobilizzazioni materiali 12.058 184 12.242 Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali (6.374) (3.737) (10.111) Ammortamento diritto d'uso (3.552) (265) (3.817) Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*) (6.677) (354) (7.031) Investimenti in attività di esplorazione 91 210 301
* Esclusa attività di esplorazione ** Riaddebito JV della quota dei costi dei contratti di noleggio di competenza dei terzi partner
Informativa di settore secondario, per area geografica Business Unit E&P (1° Semestre 2025)
Italia Estero Business Unit E&P Informazioni di natura economica Vendite a clienti 25.295 24.553 49.848 Vendite infrasettoriali 4.198 - 4.198 Totale ricavi 29.493 24.553 54.046
EBITDA 14.350 14.224 28.574
Ammortamenti (7.342) (4.231) (11.573)
EBIT 7.008 9.993 17.001
Proventi diversi - - -
Risultati operativi per area geografica 7.008 9.993 17.001 Altre informazioni di settore Investimenti in immobilizzazioni materiali 6.866 529 7.395 Ammortamenti delle immobilizzazioni materiali (2.727) (3.560) (6.287) Ammortamento diritto d'uso (1.016) (171) (1.187) Ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali (*) (3.399) (425) (3.824) Investimenti in attività di esplorazione 200 75 275
* Esclusa attività di esplorazione ** Riaddebito JV della quota dei costi dei contratti di noleggio di competenza dei terzi partner
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
68 9. Impairment test ai sensi dello IAS 36
Sebbene tutti i settori di attività abbiano evidenziato nel semestre risultati economici positivi, il Gruppo ha comunque condotto le consuete analisi al fine di identificare eventuali indicatori di impairment che potessero influire sul valore recuperabile degli assets delle C.G.U. dei propri settori di attività ossia:
- B.U. E&P;
- B.U. Network;
- B.U. Retail .
Per quanto concerne invece la B.U. Altre attività , che comprende le attività relative alle funzioni comuni e ai servizi centralizzati della Capogruppo e le iniziative relative all’attività di stoccaggio gas, attualmente in fase di start up e con una limitata esposizione ai rischi di mercato ed un valore di carico delle attività materiali non rilevante, si conferma che la suddetta Business Unit non ha significative attività non correnti da assoggettare a test di impairment .
Con riferimento alla struttura delle C.G.U. si segnala inoltre che la stessa non è stata modificata rispetto al bilancio consolidato dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 202 5 e si rinvia pertanto alle relative note esplicative per la loro individuazione.
L’an alisi è stata condotta prendendo innanzitutto in considerazione i seguenti fattori: il contesto economico e politico (in particolare, la situazione di crisi in Medioriente, il perdurare della guerra tra Russia e Ucraina, le politiche economiche statunitensi e le politiche monetarie da parte delle banche centrali), l’andamento previsto dei prezzi del gas nel breve e medio periodo e l’andamento delle produzioni di idrocarburi delle singole CGU della B.U. E&P nel corso del primo semestre 202 6, alla luce anche dei dati utilizzati per il test di impairment svolto al 31 dicembre 2025.
Sono stati inoltre analizzati i risultati economici conseguiti nel primo semestre da parte delle controllate .
Rispetto alla situazione oggetto di analisi ai fini del test di impairment svolto in sede di bilancio al 31 dicembre 2025 , sono rimasti i fattori di incertezza geopolitica , derivanti soprattutto dai motivi di cui sopra e si è assistito ad un lieve aumento dei tassi di interesse e dell’inflazione.
I prezzi medi del gas del 1° semestre 2026 , in lieve aumento rispetto a quanto previsto (su base annuale) in sede di effettuazione dei test di impairment per tale esercizio, e le previsioni per gli anni successivi continuano invece ad attestarsi su livelli elevati , seppur in un quadro di continua volatilità , e sensibilmente superiori rispetto a quelli ipotizzati in sede di bilancio 202 5.
Tale contesto, unitamente alla crescita complessiva delle produzioni di idrocarburi, contribuisce ancora positivamente alla recuperabilità del valore delle attività iscritte a bilancio, in special modo di quelle della B.U. E&P .
Per quanto concerne poi i restanti settori di attività si segnala che non risultano iscritti a bilancio assets relativi alle attività della B.U. Retail, mentre il valore contabile delle attività della B.U. Network ai fini delle future gare d’ambito, ivi comprese quelle rivenienti dall’acquisizione di BS Reti Gas S.r.l., è tuttora sensibilmente inferiore alla stima del valore industriale residuo (VIR).
Considerata l’assenza d i indicatori di impairment, il Gruppo ha ritenuto pertanto di non procedere alla verifica della recuperabilità degli assets delle singole C.G.U. (in particolare di quelli della B.U. E&P ) con le modalità del bilancio consolidato dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 202 5, confermando in tal modo le valutazioni effettuate in tale sede.
Pertanto, relativamente alle C.G.U. della B.U. E&P sono confermate le valutazioni e le assunzioni economico -tecniche effettuate in tale sede, con particolare riferimento agli investimenti da effettuare, ai costi di gestione e alle chiusure minerarie.
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
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Per quanto concerne invece gli effetti della transizione energetica e del cambiamento climatico si ri manda a quanto già esposto nelle note esplicative al bilancio consolidato dell’esercizio chiuso al 31 dicembre 202 5.
Infine, grazie al positivo risultato del 202 5 ed ai livelli tuttora elevati dei prezz i del gas, per i noti motivi di carattere strutturale e geopolitico, la capitalizzazione di borsa del Gruppo si è progressivamente posizionata su valori superiori al patrimonio netto consolidato.
10. Immobili, impianti e macchinari Gli immobili, impianti e macchinari hanno un valore netto di Euro 126.988 al 30 giugno 20 26 e sono dettagliabili come segue:
Terreni Fabbricati Impianti e
macchinari
(E&P) Attrezzature
industriali e
comm erciali Altri beni Immobil. in corso e acconti Totale
Saldo iniziale lordo 9.059 4.523 253.708 499 4.666 39.412 311.867 Fondo ammortamento e
svalutazione
- (2.948) (172.591) (385) (4.325) (6.473) (186.722) Saldo iniziale al 1° gennaio 2026 9.059 1.575 81.117 114 341 32.939 125.145 Investimenti - - 196 34 133 12.085 12.448 Ammortamenti - (61) (10.077 ) (9) (61) - (10.208 ) Altre variazioni (9) - 45 - - (433) (397) Saldo finale al 30 giugno 2026 9.050 1.514 71.281 139 413 44.591 126.988 Saldo finale lordo 9.050 4.523 253.949 533 4.799 51.064 323.918
Fondo ammortamento
e svalutazione - (3.009) (182.668) (394) (4.386) (6.473) (196.930) Saldo finale al 30 giugno 2026 9.050 1.514 71.281 139 413 44.591 126.988 Le immobilizzazioni materiali presentano un incremento complessivo pari ad Euro 1.843, dovuto all’effetto congiunto principalmente di:
- investimenti per Euro 12.448 prevalentemente riferiti alla prosecuzion e dei lavori per il completamento della centrale di trattamento gas di San Potito e degli impianti di superficie delle aree pozzo nella
concessione “Longanesi”;
- ammortamenti p er Euro 10.208 riferiti quasi esclusivamente a lla B.U. E&P (di cui Euro 3. 737 relativi all’attività di estrazione in Romania) .
Per quanto riguarda le aliquote di ammortamento utilizzate si fa riferimento a quanto riportato nei principi adottati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 20 25.
11. Diritti d’uso I diritti d’uso hanno un valore netto di Euro 13.707 al 30 giugno 2026 e sono dettagliabili come segue:
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
70 Software Terreni Fabbricati Impianti e
macchinari
(E&P) Altri beni Totale
Saldo iniziale lordo 111 12.739 6.751 17.494 88 37.183 Fondo ammortamento e svalutazioni (54) (5.856) (3.081) (6.394) (26) (15.411) Saldo iniziale al 1° gennaio 2026 57 6.883 3.670 11.100 62 21.772 Acquisizione BS Reti Gas S.r.l. - - - - 95 95 Nuovi contratti e modifiche contrattuali - 6 86 (3.259) 37 (3.130 ) Ammortamenti (15) 678 (343) (4.406) (21) (4.107) Rilevazione iniziale e variazione di stima dei costi di smantellamento e
ripristino siti
-
(923) - - - (923) Saldo finale al 30 giugno 202 6 42 6.644 3.413 3.435 173 13.707 Saldo finale lordo 111 11.822 6.837 14.235 220 33.225 Fondo ammortamento e svalutazioni (69) (5.178 ) (3.424 ) (10.800 ) (47) (19.518) Saldo finale al 30 giugno 2026 42 6.644 3.413 3.435 173 13.707
La voce diritti d’uso si riferisce principalmente a contratti di leasing aventi per oggetto la locazione di terreni ed impianti e macchinari nelle aree delle concessioni di sfruttamento minerario delle società della B.U. E&P e l’affitto di fabbricati destinati alle sedi operative e agli uffici del Grup po.
Nel primo semestre 20 26, la voce presenta un decremento complessiv o pari ad Euro 8.065 principalmente per effetto congiunto:
- dell’effetto negativo c omplessiv o di Euro 3.130 relativo ai nuovi contratti di noleggio sottoscritti nel semestre e alla modifica delle ipotesi circa durata e opzioni contrattuali di alcuni contratti esistenti, tra cui il contratto di noleggio degli impianti mobili necessari alle prove di produzione di lunga durata della concessione “Longanesi” , il cui utilizzo è previsto termina re entro la fine dell’anno;
- degli ammortamenti nel semestre per Euro 4.107;
- della variazione negativa netta dei costi di smantellamento e ripr istino siti relativi alla voce “Terreni ” per Euro 923, in conseguenza dell’aggiornamento al 30 giugno 2026 delle ipotesi finanziarie prospettiche rispetto al 31 dicembre 2025 , come meglio descritto nella successiva nota n. 24, Fondi per rischi e oneri .
12. Avviamento
L’avviamento presenta un valore netto di Euro 4.264 al 30 giugno 2026 , con un incremento di Euro 3.380 rispet to al 31 dicembre 202 5, interamente riconducibile alla provvisoria allocazione del maggior costo di acquisizione della partecipazione in BS Ret i Gas S.r.l. , avvenuta in data 31 marzo 2026. La società è attiva nel servizio di distribuzione gas in 14 concessioni all’interno dell’ATEM Brescia 5 Sud -Est (3 comuni della zona Lago di Garda e in 11 della zona Bassa Bresciana), a servizio di circa 19.000 PdR , con oltre 300 km di condutture.
La rimanente quota di avviamento pari ad Euro 884, invariata r ispetto al 31 dicembre 2025, si riferisce all’acquisizione della società Rete Gas Fidenza S.r.l. , avvenuta nel 2019 ed attualmente incorporata in GP Infrastrutture S.r.l. La società incorporata era attiva nel servizio di distribuzione gas nel territorio del Comune di Fidenza (PR) e gestiva circa 12.500 PdR, con oltre 200 km di condutture .
Il Gruppo ha provveduto alla verifica della recuperabilità dell’intera posta senza rilevare svalutazioni da apportare al carrying amount iscritto al 30 giugno 202 6. Per u na disamina sulla metodologia utilizzata per tale verifica, si rimanda alla nota n. 8 , Impairment test ai sensi dello IAS 36 inclusa nel bilancio consolidato al 31 dicembre 2025.
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71 13. Concessioni e altre immobilizzazioni immateriali
Le immobilizzazioni immateriali hanno un valore netto d i Euro 257.979 al 30 giugno 20 26 e sono dettagliabili come segue:
Concessioni
di coltivazione Costi di esplorazione Beni in
concessione
(IFRIC 12) Concessioni di
distribuzione gas
e altre Totale
Saldo inizial e lordo 384.320 - 130.543 10.407 525.270 Fondo ammortamento e svalutazione (213.653 ) - (61.881) (10.159) (285.693) Saldo iniziale al 1° gennaio 2026 170.667 - 68.662 248 239.577 Acquisizione BS Reti Gas S.r.l. - - 26.672 - 26.672 Investimenti - 301 1.192 84 1.577 Ammortamenti (7.030 ) (301) (2.445) (73) (9.849) Altre variazioni (96) - 98 - 2 Saldo finale al 30 giugno 202 6 163.541 - 94.179 259 257.979 Saldo finale lordo 384.224 301 182.560 10.491 577.576 Fondo ammortamento e svalutazione (220.683) (301) (88.381) (10.232) (319.597) Saldo finale al 30 giugno 202 6 163.541 - 94.179 259 257.979 Le immobilizzazioni immateriali presenta no un incremento complessivo pari ad Euro 18.402 da attribuire a:
- l’acquisizione degli impianti di distribuzione detenuti dalla società controllata BS Reti Gas S.r.l. per complessivi Euro 26.672
- gli investimenti per complessivi Euro 1.577 principalmente relativi alla posa di nuovi tratti di rete e contatori elettronici al ser vizio degli impianti di distribuzione detenuti in concessione dalla società controllata GP Infrastrutture S.r.l.;
- gli ammortamenti per Euro 9.849 , principalmente relativi al le concessioni di sfruttamento minerario detenute dalle società controllate Gas Plus Italiana S.r.l. , Società Padana Energia S. r.l. e Gas Plus Dacia S.r.l. ed agli impianti di distribuzio ne detenuti in conc essione dall e società controllat e GP Infrastrutture S.r.l. e BS Reti Gas S.r.l. .
Nel primo semestre del 20 26 sono stati sostenuti costi di ricerca ed esplorazione che sono stati completamente ammortizzati nell’esercizio per Euro 301 ( di cui Euro 210 relativi ad attivit à di ricerca condotta all’estero ).
Al 30 giugno 2026 , la voce “ Concessioni di coltivazione ” include per Euro 13.711 il valore di riserve provate e probabili in alcuni siti non ancora produttivi , come al termine del precedente esercizio .
14. Altre attività finanziarie Le altre attività finanziarie pari al 30 giugno 202 6 ad Euro 883 sono dettagliat e nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 202 5:
30 giugno 202 6 31 dicembre 202 5
Depositi cauzionali 369 312 Anticipi per gare d’ambito 509 398 Credit i d’imposta 5 8 Totale altre attività finanziarie non correnti 883 718
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
72
15. Rimanenze
Le rimanenze pari al 30 giugno 202 6 ad Euro 2.833 sono dettagliat e nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 202 5:
30 giugno 2026 31 dicembre 202 5
Materie prime, sussidiarie e di consumo 2.624 2.338 Prodo tti finiti e merci 209 1.183 Svalutazione magazzino - (271) Totale rimanenze 2.833 3.250
Le rimanenze di materie prime, sussidiarie e di consumo si riferiscono a materiali per la realizzazione e la manutenzione degli impianti di distribuzione gas e a materiali destinati all’attività di esplorazione e produzione gas.
Le rimanenze di prodotti finiti si riducono per l’integrale vendita del petrolio in stoccaggio a fine anno presso la concessione Mirandola della società controllata Società Padana Energia S. r.l. Al 31 dicembre 2025, per allineare il valore di iscrizione delle rimanenze di greggio e condensati al valore di mercato era stato stanziato un apposito fondo svalutazione per Euro 271 , rilasciato al 30 giugno 2026.
16. Crediti commerciali
I crediti commerciali pari al 30 giugno 2026 ad Euro 26.521 sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con il saldo al 31 dicembre 202 5:
Crediti commerciali: 30 giugno 20 26 31 dicembre 20 25 Vendita gas naturale Utenti civili 2.747 9.541 Utenti industriali 584 603 Grossisti - Italia 806 719 Gas prodotto – Italia 6.087 2.745 Gas prodotto – Estero 4.115 2.934 Vendita greggio 12 588 Trattamento gas 639 745 Distribuzione gas naturale - società di vendita 2.883 5.997 Altri 12.099 12.017 Totale crediti 29.972 35.889 Fondo svalutazione (3.451) (3.466) Crediti commerciali netti 26.521 32.423
Si riporta di seguito la movimentazione del fondo svalutazione crediti registrata nel primo semestre 202 6:
Fondo svalutazione crediti Fondo a l 1° genn aio 20 26 (3.466)
Accantonamenti (52)
Rilascio per esubero 20
Utilizzi 47
Fondo al 30 giugno 2026 (3.451)
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73 I crediti verso clienti riguardano prevalentemente l’attività di vendita di gas metano della B.U. Retail ad utenti finali e della B.U. E&P del gas metano di produzione in Italia (dal 1° aprile 2025, il gas di produzione è venduto al Gestore del Mercato Elettrico - GME , per la parte non assorbita dalle esigenze di approvvigionamento della B.U. Retail ) e all’estero (il gas di produzione è venduto ad un primario grossista) .
Il decremento nel corso del semestre dei crediti commerciali è legato ai maggiori flussi di cassa realizzati nel secondo trimestre 2026 rispetto al quarto trimestre 2025 dovuti alla stagionalità del business delle B.U. Retail e Network .
L’anzianità dei crediti commerciali al 30 giugno 2026 è dettagliata nella seguente tabella con il relativo confronto con i saldi al 31 dicembre 2025:
Crediti commerciali: 30 giugno 202 6 31 dicembre 20 25
Crediti commerciali totali 29.972 35.889 Fondo svalutazione crediti (3.451) (3.466) Crediti commerciali netti 26.521 32.423
Crediti a scadere e scaduti da meno di 60 gg. 26.521 32.423 Crediti scaduti da 60 a 180 gg. - -
Crediti scaduti da oltre 180 gg. - -
Crediti commerciali netti 26.521 32.423
17. Altri crediti
Gli altri crediti correnti, pari al 30 giugno 2026 ad Euro 17.233, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l’esercizio precedente:
Altri crediti 30 giugno 20 26 31 dice mbre 20 25 Crediti verso consorzi 10.147 5.997 Crediti contributi ARERA - Progetto TEE 2.250 1.594
IVA 1.801 4.357
Crediti verso CSEA 1.262 1.199 Ratei e risconti 960 919 Imposta di consumo 538 136 Crediti diversi 275 187 Totale altri crediti 17.233 14.389
Gli altri crediti sono prevalentemente costituiti da crediti per imposte indirette, crediti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione in cui il Gruppo, per le attività della concessione, riveste il ruolo di operatore , crediti verso società di distribuzione terze e verso la Cassa Conguaglio dei Servizi Energetici (CSEA) e crediti per contributi da ricevere dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA ) relativamente all’importo che sarà riconosciuto alla società controllata GP Infrastrutture S.r.l. per la consegna dei certificati di efficienza energetica (TEE), secondo gli obiettivi fissati dalla stessa Autorità.
La voce aumenta rispetto al 31 dicembre 2025 di Euro 2.844 principalmente pe r l’incremento dei crediti verso consorzi dovuto alla prosecuzione dei lavori per il completamento degli impianti definitivi nella concessione “Longanesi”, solo parzialmente compensato dalla significativa riduzione dei crediti per IVA.
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74 18. Fair value (derivati finanziari attivi e passivi )
Al 30 giugno 2026 , le attività per fair value sono pari complessivamente ad Euro 8.590 , di cui Euro 1.709 relative a strumenti derivati non correnti ed Euro 6.881 relative a strumenti derivati correnti.
Al 31 dicembre 2025 non vi erano in essere a ttività per fair value non correnti , mentre il valore delle attività per fair value correnti ammontava ad Euro 3.669.
Per quanto riguarda le passività valutate al fair value , al 30 giugno 2026 il relativo valore ammonta ad Euro 3.828 ed è interamente riferito a strumenti derivati correnti .
Al 31 dicembre 2025 non risultavano passività per fair value , né correnti né non correnti .
Nel primo semestre 202 6, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. ha stipulato con alcuni istituti di credito e società accreditate alcuni derivati ( swap ) per la copertura del rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas, per conto delle singole società esposte a tale rischio. Tutti i derivati di copertura stipulati a tale scopo nel corso del primo semestre 202 6 hanno soddisfatto i criteri per il trattamento in hedge accounting ai fini contabili.
19. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti sono così dettagliati:
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 30 giugno 20 26 31 dicembre 2025 Cassa 6 7 Conti correnti bancari 40.454 42.312 Totale 40.460 42.319
Le disponibilità liquide al 30 giugno 2026 includono le giacenze sui conti correnti dell e societ à controllat e estere, che non rientrano nell’ambito del sistema di cash pooling del Gruppo.
Per una migliore comprensione delle variazioni dei flussi di cassa intercorsi nel periodo si rimanda al rendiconto finanziario.
20. Patrimonio netto
Di seguito si forniscono indicazioni in merito alla natura e alla composizione delle principali componenti di
patrimonio netto:
Capitale Sociale
Non ha subito variazi oni rispetto al 31 dicembre 202 5.
Riserve
Le riserve sono costituite da:
- La Riserva legale, la Riserva Versamenti c/capitale e la Riserva sovrapprezzo azioni, che non presentano variazi oni rispetto al 31 dicembre 202 5.
- La Riserva di copertura derivati , che accoglie le variazioni di fair value dei derivati su commodities stipulati dal Gruppo, contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle relative variazioni di imposte di fferite.
- La Riserva per differenze attuariali dei fondi per benefici ai dipendenti , che include tutti gli utili e le perdite attuariali che emergono dal ricalcolo del valore attuale del fondo di tratt amento di fine rapporto, al netto delle relative variazioni di imposte differite.
- La Riserva di conversione cambi , che accoglie le differenze legate al differente cambio utilizzato per la conversione delle attività e passività delle imprese controllate estere (cambio corrente alla data di fine periodo) rispetto al cambio utilizzato per la conversione dei rispettivi proventi ed oneri (cambi medi di periodo).
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75 Utili (perdite) a nuovo Le altre riserve e gli utili indivisi che includono gli effetti della conversione agli IFRS. Si segnala che tali effetti sono principalmente riferibili alla valutazione a f air value delle immobilizzazioni immateriali costituiti dagli impianti di distribuzione del gas, valutazione effettuata utilizzando il fair value come sostituto del costo in sede di prima applicazione degli IFRS .
Azioni proprie
Le azioni proprie non presentano variazioni rispetto al 31 dicembre 2025 . Al 30 giugno 202 6, la società capogruppo Gas Plus S.p.A. detiene 1.336.677 azioni proprie (pari a 2,98% del capitale sociale) per un corrispettivo complessivo di Euro 9.600.
Si rimanda al prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato per i semestri chiusi a l 30 giugno 2026 e al 30 gi ugno 20 25 per una descrizione quantitativa delle riserve di patrimonio netto.
Altre componenti del conto economico complessivo Nel primo semestre 20 26, le altre componenti del conto economico complessivo includono:
- le variazioni di fair value dei derivati su commodities contabilizzati in regime di hedge accounting, al netto delle imposte differ ite, per una variazione positiva di complessivi Eu ro 1.844 (nel primo semestre 2025 la vari azione era positiva di Euro 4.592);
- la riserva di traduzione dei bilanci esteri la cui valuta funzionale è diversa dall’euro per una variazione negativa di Euro 763 (nel pri mo semestre 20 25 la variazione era negativa di Euro 775);
- la riserva per differenze attuariali TFR per una variazio ne positiva di com plessivi Euro 20, al netto delle imposte differite (nel primo semestre 20 25 la variazione era positiva di Eu ro 80).
21. Debiti finanziari correnti e non correnti
Nella seguente tabella sono riportati i debiti finanziari del Gruppo al 3 0 giugno 20 26 e al 31 dicembre 20 25 con i dettagli relativi alla loro composizione, scadenza e condizioni:
Tipologia Tasso interesse eff . % Scadenza 30 giugno 2026 31 dicembre
2025
Correnti
Scoperti bancari A richiesta 6 4 Banca I SP – incassi per crediti cartolarizzati Quindicinale 319 53 Finanziamento Revolving Banca ISP Euribor 3m + spread - 10.000 Finanziamento Revolving Banco BPM Euribor 3m + spread 10.000 10.000 Finanziamento “ Hot money ” Credem Euribor 1m + spread A revoca 7.500 -
Finanziamento BCC Cantu Euribor 3m + spread 06/02/2026 - 4.997 Finanziamento BPER Euribor 3m (media mese) + spread 07/08/2025 – 07/02/2026 - 851 Finanziamenti D. L.Liquidità ISP -BPM Euribor 3m + spread Piano rimborso 2.624 4.137 Totale debiti finanziari correnti 20.449 30.042
Non correnti
Finanziamenti D.L. Liquidità ISP -BPM Euribor 3m + spread Piano rimborso - 546 Totale debiti finanziari non correnti - 546 Totale debiti finanziari 20.449 30.588
Scoperti c/c bancario Gli scoperti di c/c bancario, pari a 6 Euro (4 Euro al 31 dicembre 202 5), riguardano le società operative del Gruppo Gas Plus e comprendono principalmente le commissioni bancari e di tenuta conto di fine trimestre, addebitate sul conto corrente nei primi giorni del mese successivo.
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76 Banca I SP – Incassi per crediti cartolarizzati Il Gruppo ha in essere con Intesa Sanpaolo un contratto di cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti della B.U. Retail, per un ammontare massimo di 20 milioni di Euro, con plafond rotativo. Nel corso dell’anno 2023, il relativo contratto è stato rinnovato sino al mese di aprile del 2028 .
Il debito per incassi di credi ti cartolarizzati per E uro 319 è stato regolarmente rimborsato all’istituto di credito, secondo le scadenze pattuite.
Finanziamento Revolving Banca ISP In data 6 marzo 2024, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Intesa Sanpaolo un contratto di finanziamento di tipo revolving a medio termine per un importo complessivo di Euro 30 milioni, da utilizzarsi esclusivamente per cassa, e con scadenza il 6 marzo 2026, successivamente prorogata al 31 dicembre 2026.
Alla data del 30 giugno 202 6, tale finanziamento non risulta utilizzato .
Il contratto d i finanziamento prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 1/3/6m su base 360 giorni) e il margine previsto contrattualmente. Inoltre, il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo.
Il contratto di finanziamento prevede un parametro finanziario ( financial covenant ) da verificarsi semestralmente, a partire dal bilancio chiuso al 31 dicembre 2024, sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità ai principi cont abili IFRS. Tale parametro finanziario risulta essere il Leverage Ratio (Posizione finanziaria netta / EBITDA) e risulta rispettato alla data del 30 giugno 2026.
Finanziamento Revolving Banco BPM In data 17 dicembre 2024, Gas Plus S.p.A., unitamente alle società controllate Società Padana Energia S.r.l. e Longanesi Sviluppo S.r.l. (i beneficiari) hanno stipulato con Banco BPM un contratto di finanziamento di tipo revolving a medio termine per un importo complessivo di Euro 30 milioni, da utilizzarsi esclusi vamente per cassa, e con scadenza il 16 dicembre 2027. Tale contratto sostituisce la precedente linea di tipo r evolving dell’importo di Euro 15 milioni rimborsata entro la data di scadenza prevista (1° dicembre 2024).
Alla data del 30 giugno 202 6, tale finanziamento risulta utilizzato per Euro 10 milioni.
Il contratto di finanziamento prevede un tasso di interesse nominale annuo variabile, pari alla somma tra il tasso di riferimento (EURIBOR 1/3m su base 360 giorni) e il margine previsto contrattualmente. I noltre, il contratto di finanziamento prevede una commissione di mancato utilizzo.
Il contratto di finanziamento prevede parametri finanziari ( financial covenants ) da verificarsi semestralmente, a partire dal bilancio chiuso al 30 giugno 202 6, sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità ai principi contabili IFRS. Tali parametri risultano attualmente essere:
• Indebitamento finanziario netto/EBITDA;
• Indebitamento finanziario netto/patrimonio netto.
Si segnala che al 30 giugno 202 6 tali parametr i finanziari risultano rispettati.
Altri finanziamenti
In data 20 febbraio 2026, Gas Plus S.p.A. ha stipulato con Banca Credem una linea di finanziamento a revoca “ Hot Money” di 7,5 milioni di Euro, da utilizzarsi esclusivamente per cassa . In data 20 luglio 2026, tale linea di finanziamento è stata rinnovata ed il suo importo è stato aumentato a 10 milioni di Euro. Alla data del 30 giugno 2026 , tale finanziamento risulta utilizzato per Euro 7,5 milioni.
I contratti di finanziamento con BPER e BCC Cantù sono stati stipulati nel mese di agosto del 2024 ed avevano una durata di 18 mesi con scadenza prevista nel mese di febbraio del 2026, mese in cui sono stati regolarmente rimborsati rispettivamente per 0,9 milioni di Euro e 5 milioni di Euro.
Tali finanziamenti non prevedevano il rispetto di parametri finanziari, né il rilascio di garanzie.
La linea di anticipazione finanziaria di 10 milioni di euro con Banca Popolare di Sondrio ( ora BPER ), che era stata concessa nel mese di giugno 2024 , non risulta utilizzata sia alla data del 30 giugno 202 6 e sia a quella del 31 dicembre 2025. Si tratta di una linea a revoca.
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77 Finanziamenti D.L. Liquidità ISP e BPM Il Gruppo ha regolarmente rimborsato le rate dei finanziamenti in scadenza nel primo semestre 202 6 per 2, 1 milioni di Euro.
22. Debiti finanziari per lease correnti e non correnti
Nella seguente tabella sono riportate le movimentazioni dei debiti finanziari per lease correnti e non correnti
del Gruppo:
Totale debiti per lease Debiti per lease correnti Debiti per lease
non correnti
Saldo finale al 1° gennaio 202 6 17.267 9.338 7.929 Acquisizione BS Reti Gas S.r.l. 95 31 64 Nuovi contratti e modifiche contrattuali (3.130 ) (4.249) 1.119 Riclassifica - 4.787 (4.787) Oneri finanziari 308 308 -
Decrementi (5.133) (5.133) -
Saldo finale al 30 giugno 202 6 9.407 5.082 4.325 In applicazione del principio IFRS 16, al 30 giugno 2026 , il Gruppo presenta debiti finanziari per lease correnti per 5.082 Euro (al 31 dicembre 202 5 per Euro 9.338) e debiti finanziari p er lease non correnti per 4.325 Euro (al 31 dicembre 2025 per Euro 7.929). Il decremento complessivo, pari ad Euro 7.860 rispetto al 31 dicembre 2025 , è riconducibile principalmente al pagamento dei canoni di locazione del semestre ed alla modifica delle ipotesi circa durata e opzioni contrattuali di alcuni contratti esistenti , tra cui il contratto di noleggio degli impianti mobili necessari alle prove di produzione di lunga durata della concessione “Longanesi” , il cui utilizzo è previsto terminare entro la fine dell’anno. Gli altri contratti in essere si riferiscono principalmente agli affitt i aventi ad oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative e agli uffici del Gruppo, nonché a contratti di locazione dei terreni nelle aree delle concessioni di sfruttamento minerario della B.U. E&P Italia .
23. Fondo per benefici ai dipendenti Il fondo per benefici ai dipendenti del Gruppo al 30 giugno 202 6 ammonta ad E uro 4. 447 (al 31 dicembre 2025 era pari ad Euro 4. 681) ed include quasi esclusivament e il trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato disciplinato dalla legislazione italiana all’articolo 2120 del codice civile. In particolare, per quanto riguarda lo scenario economico- finanziario i parametri tendenziali utilizzati per la valutazione al 3 0 giugno 2026 e al 31 dicembre 202 5 sono i seguenti:
30 giugno 202 6 31 dicembre 202 5 Tasso di attualizzazione 4,02% 3,96% Tasso annuo di inflazione 2,00% 2,00% Tasso annuo di incremento TFR 3,00% 3,00% Incremento annuo retribuzioni 1,00% 1,00% Tasso annuo di rotazione del personale 3,00% 3,00% Tasso annuo di anticipazioni 2,00% 2,00% Riportiamo nella seguente tabella la movimentazione intervenuta nel fondo per benefici ai dipendenti relativa al primo semestre 202 6:
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
78 Fondi per benefici ai dipendenti 30 giugno 2026 Trattamento di fine rapporto - saldo iniziale 4.574 Acquisizione BS Reti Gas S.r.l. 99 Benefici pagati (491) Subtotale delle variazioni di stato patrimoniale (392) Costo del servizio 91 Interessi netti 87 Subtotale incluso nel conto economico 178 Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni finanziarie (19) Variazioni attuariali derivanti da cambiamenti nelle assunzioni demografiche (7) Aggiustamenti sulla base dell'esperienza -
Subtotale incluso nel conto economico complessivo (26)
Trattamento di fine rapporto - saldo finale 4.334
Fondo per trattamento di quiescenza e obblighi simili 113
Fondi p er benefici ai dipendenti 4.447
24. Fondi per rischi e oneri
I fondi per rischi e oneri hanno un valore netto di Euro 158.360 al 30 giugno 20 26 e sono dettagliabili come
segue:
Fondo
smantellamento e
ripristino siti Fondo per
contenziosi Fondo
oneri
ambientali Altri fondi Totale Saldo al 1° gennaio 2026 141.781 4.093 5.135 4.431 155.440 Rilevazione iniziale e variazione di stima (997) - - - (997) Oneri finanziari per effetto attualizzazione 2.617 - - - 2.617 Accantonamento nell’esercizio - 611 - 910 1.521 Utilizzo nell'esercizio a fronte di oneri (32) - (21) (168) (221) Saldo al 30 giugno 202 6 143.369 4.704 5.114 5.173 158.360
Il fondo smantellamento e ripristino siti accoglie la stima dei costi che presumibilmente saranno sostenuti al termine dell’attività di produzione del gas o della durata della concessione per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
I costi di smantellamento e di ripristino siti sono stati incrementati per effetto dell’inflazione che è stata ipotizzata pari al 2,7% nel 2026 per poi diminuire , assestandosi al 2,0% dal 2028 (rispetto ai tassi di inflazione utilizzati al 31 dicembre 2025, che erano pari al 1,8% nel 2026 per poi crescere assestandosi al 2,0% nel 2030 – fonte: Banca Centrale Europea, Survey of Professional Forecasters) e successivamente attualizzati ad un tasso di interesse corrispondente alla curva forward Euribor 6 mesi, che prevede un tasso del 2, 6% per il secondo semestre 2026 (in crescita rispetto al tasso del 2, 1% utilizzato per l’anno 2026 nel bilancio al 31 dicembre 2025 ), e successivamente un tasso in crescita dal 2, 7% al 3,0 % tra il 2027 ed il 2031 (in aumento rispetto ai tassi di attualizzazione utilizzati al 31 dicembre 202 5, che oscillavano tra il 2 ,3% ed il 2,7% tra il 2027 ed il 2030 ).
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79 Il fondo smantellamento e ripristino siti si incrementa nel semestre di Euro 1.588 per l’effetto congiunto principalmente dell’accantonamento per Euro 2.617 degli oneri finanziari conseguente all’attualizzazione de i costi di chiusura mineraria e del decremento per Euro 997 dovuto al la variazione di stima dei costi di smantellamento e ripristino siti, in conseguenza dell’aggiornamento delle ipotesi finanziarie prospettiche applicate nel corso del primo semestre 2026.
Per quanto concerne la voce “Fondo per contenziosi ”, si segnala che in Romania per le società che esercitano l’attività di produzione di gas metano è previsto l’obbligo di vendere il 40% della loro produzione, da ultimo, al prezzo fisso di RON 110/MWh (circa EURO 22/MWh) sino al 31 marzo 2027 (termine da ultimo esteso come da ordinanza governativa del 5 marzo 2026). Il Gruppo ritiene al momento che il suddetto obbligo non sia applicabile alla propria controllata Gas Plus Dacia S.r.l. e pertanto sono in corso diverse vertenze con le autorità competenti, nelle più avanzate delle quali le Corti hanno accolto l’eccezione di costituzionalità rimettendo la questione alla Corte Costituzionale rumena e sospendendo i giudizi nelle more della decisione della Corte C ostituzionale.
Restano pertanto valide le valutazioni già svolte sulla non applicabilità di tale obbligo alla controllata rumena. Tuttavia, a fronte delle sanzioni ricevute la società controllata ha accantonato un fondo per contenziosi di circa 4, 7 milioni di Euro, quindi con un ulteriore accantonamento nel primo semestre 2026 di circa 0,6 milioni di Euro.
La voce “Altri Fondi” pari ad Euro 5.173 comprende il fondo costituito a fine 2024 a fronte dei potenziali oneri relativi al contratto di trasporto ga s a lungo termine sul Gasdotto TAG , contratto per il quale la società controllata Gas Plus Italiana S.r.l., nel corso del mese di giugno 2025, ha comunicato all’operatore la cessazione anticipata del contratto per giusta causa. Ad inizio 2026, l’Operatore ha escusso le residue garanzie per Euro 94 (escussione contestata dalla società controllata Gas Plus Italiana S.r.l.) e, successivamente, con comunicazione del 4 marzo 2026, ha dichiarato il contratto di trasporto risolto per asseriti inadempimenti d i Gas Plus Italiana S.r.l. con riserva esplicita di richiesta danni. Nel secondo trimestre 2026, Gas Plus Italiana S.r.l. ha avviato il relativo arbitrato internazionale, adeguando la stima di tale fondo ( 0,9 milioni di Euro).
Sebbene si ritenga, anche sulla base di parere legale acquisito, di avere attualmente valide e solide ragioni per considerare il contratto cessato per giusta causa a partire dal 13 giugno 2025, si mantiene prudenzialmente il fondo iscritto a bilancio .
25. Debiti commerciali
Nella seguen te tabella viene riportato il dettaglio dei debiti commerciali al 30 giugno 20 26 e al 31 dicembre
2025:
Debiti commerciali 30 giugno 20 26 31 dicembre 20 25 Fornitori Italia 35.114 28.813 Fornitori estero 370 455 Totale debiti commerciali 35.484 29.268
I debiti verso fornitori derivano prevalentemente dalle forniture materiali e prestazioni di servizi per la realizzazione e manutenzione degli impianti di estrazione e distribuzione gas.
L’incremento dei debiti commerciali rispetto al 31 dicembre 2025 è r iconducibile principalmente all a prosecuzion e dei lavori per il completamento della centrale di trattamento gas di San Potito e degli impianti di superficie delle aree pozzo nella concessione “Longanesi” .
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80 26. Altri debiti correnti e non correnti
Gli altri debiti correnti, pari al 30 giugno 20 26 ad Euro 33.910, sono dettagliati nella seguente tabella con il relativo confronto con l’esercizio precedente:
30 giugno 202 6 31 dicembre 202 5 Debiti per dividendi deliberati non distribuiti 10.893 -
Debiti v erso consorzi 6.463 5.780 Debiti per royalties 4.827 6.919 Debiti per windfall tax 192 1 Debiti verso CSEA 2.408 4.866 Debiti verso il personale 2.123 2.234 Debiti per acquisizioni aziendali 1.550 -
Premi comunali 1.043 607 Debiti verso istituti di previdenza 1.042 1.126 Debiti per canoni di sfruttamento minerario 912 202 Amministratori e sindaci 622 161 Acconti 566 603 Ritenute 372 391 Ratei e risconti passivi 54 98
IVA 10 -
Debiti diversi 833 688 Totale altri debiti 33.910 23.676
Gli altri debiti correnti sono prevalentemente costituiti da debiti per imposte indirette , debiti per canoni di concessione di sfruttamento minerario, debiti verso consorzi relativi alle concessioni di coltivazione in cui il Gruppo partecipa come partner della concessione ma l’operatore è un terzo soggetto, debiti verso il personale e verso gli enti previdenziali per premi, ratei di tredicesima, ferie e permessi maturati ma non ancora goduti alla fine del periodo.
La voce aumenta complessivamente di Euro 10.234 rispetto al 31 dicembre 2025 principalmente per l’iscrizione del debito per Euro 10.893 per dividendi deliberati in data 16 giugno 2026 ma non ancora distribuiti al termine del semestre. Il pagamento è infatti avvenuto a lla fine del mese di luglio 202 6.
Inoltre, la voce include debiti per acquisizioni aziendali per Euro 1.550, relativi al conguaglio prezzo per l’acquisizione della partecipazione in BS Reti Gas S.r.l., versato ad inizio settembre.
Gli altri debiti non correnti, pari al 30 giugno 202 6, ad Euro 2. 706 (Euro 2. 758 al 31 dicembre 202 5) includono esclusivamente i depositi cauzionali versati dagli utenti. S i segnala che tali debiti sono stati iscritti tra i debiti di durata residua superiore all’anno in quanto, pur in assenza di una formalizzata scadenza, se ne prevede l’estinzione oltre i dodici mesi in ragione dei termini degli accordi contrattuali a cui si riferiscono .
27. Ricavi
Per una descrizione quantitativa relativa alla composizione dei ricavi per settori di attività, si faccia riferimen to anche alla Nota n. 8 , Informativa di settore . Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei ricavi relativi al primo semestre 20 26 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell’esercizio
precedente:
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81 Ricavi di vendita 1° semestre 202 6 1° semestre 202 5 Vendita di gas metano utenti civili 17.746 20.896 utenti industriali 3.145 4.523 gas prodotto Italia 37.377 21.745 gas prodotto Estero 21.901 24.553 Vendita greggio 1.029 2.755 Vendita condensati 80 93 Trattamento gas 55 147 Ricavi da consorzi 695 345 Ricavi per distribuzione gas terzi 6.967 5.877 Cassa perequazione (1.796 ) (674) Gestione calore e altri 577 464 Totale ricavi di vendita 87.776 80.724
Altri ricavi e proventi 1° semestre 2026 1° semestre 202 5 Contributi allacciamenti 145 104 Rimborso canone assicurativo 55 60 Servizi per utenti gas 99 152 Contributo A RERA - Progetto TEE 656 539 Altri ricavi di gestione 1.733 163 Totale altri ricavi e proventi 2.688 1.018 Totale ricavi 90.464 81.742
L’incr emento dei ricavi di vendita che passano da Euro 81.742 ad Euro 90.464 riflette principalmente la crescita delle produzioni di gas metano in Italia , beneficiando del l’apporto derivante dalla produzione dell a concessione “Longanesi” per l’intero semestre ( il relativo gas -in era avvenuto nel corso del secondo trimestre 2025) .
Nel primo semestre 2026, gli altri ricavi di gestione includono per Euro 1.538 il recupero della quota dei costi del diritto di utilizzo dei beni in leasing di competenza dei partner del le joint operation operate dal Gruppo.
28. Costi operativi Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio dei costi operativi relativi al primo semestre 20 26 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell’esercizio precedente:
1° semestre 202 6 1° semestre 202 5 Costi per materie prime e materiali di consumo Materie prime e di consumo Gas metano (3.063) (17.761) Costi progetto TEE (657) (535) Altri (857) (245) Variazione rimanenze (620) (357) Totale costi per materie prime (5.197) (18.898)
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82
1° semestre 2026 1° semestre 2025 Servizi e altri Trasporto / stoccaggio gas (6.947) (6.990) Misurazione / trattamento gas (495) (316) Amministratori e sindaci (677) (416) Spese e consulenze professionali (2.115 ) (1.560) Assicurazioni (344) (328) Manutenzioni (1.673) (1.183 ) Trattamento reflui e rifiuti (710) (112) Servizi specialistici E&P (2.667 ) (2.401 ) Riaddebito servizi da consorzi (2.571) (2.429) Spese e commissioni bancarie (101) (97) Altri affitti e locazioni (399) (478) Royalties – Italia (3.146 ) (1.631) Royalties – Estero (3.073) (3.231) Windfall tax (976) (773) Canoni concessioni sfruttamento minerario (767) (537) Premi e concessioni gas (487) (429) Accantonamenti e perdite su crediti (234) (290) Altri servizi (2.310) (2.849) Totale costi per servizi ed altri (29.692) (26.050 )
Nell’ambito dei costi per materie prime e materiali di consumo si è registrat a una riduzione complessiva di Euro 13.701, riconducibile principalmente alla diminuzione di costi d’acquisto del gas metano per le diverse modalità di approvvigionamento gas da parte della B.U. Retail che dal secondo trimestre 2025 preved ono forniture esclusivamente da parte di una società del Gruppo.
La voce costi per servizi ed altri ha registrato un incremento rispetto al primo semestre 202 5 riconducibile principalmente al l’aumento dei costi per “Royaltie s” in Italia correlato alla maggior e produzione della concessione “Longanesi ”.
29. Costi per il personale
Riportiamo nella segue nte tabella il dettaglio dei costi per il personale relativi al primo semestre 202 6 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell’esercizio precedente:
Costo del personale 1° semestre 202 6 1° semestre 202 5 Costo del personale Salari e stipendi (2.671) (2.791) Oneri sociali (1.013) (1.036) TFR, trattamento di quiescenza e obblighi simili (216) (212) Totale costo del personale (3.900) (4.039)
I cost i del personale sono risultati in lieve diminuzione rispetto al dato del primo semestre 2025 , a fronte delle variazioni di organico avvenute nel periodo.
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83 30. Proventi ed oneri diversi
La voce proventi ed oneri diversi ha un saldo negativo di Euro 910 nel primo semestre 2026 (Euro 0 nel primo semestre 2025), dovuto all’adeguamento del fondo rischi costituito a fine 2024 a fronte degli oneri per il prevedibile mancato utilizzo della capacità di transito sul gasdotto TAG nel residuo periodo del contratto in essere, dopo l’avvio del relativo arbitrato interna zionale (per maggiori dettagli s i veda la precedente nota n. 23, Fondi per rischi e oneri .
31. Proventi ed oneri finanziari
Riportiamo nella seguente tabella il dettaglio d ei proventi ed oner i finanziari relativi al primo semestre 2 026 ed il relativo confronto con l’analogo per iodo dell’esercizio precedente.
Proventi (Oneri) finanziari 1° semestre 202 6 1° semestre 202 5
Proventi finanziari
Interessi attivi bancari 431 351 Altri proventi finanziari 24 20 Totale proventi finanziari 455 371
Oneri finanziari
Interessi passivi su f inanziamenti a m/l termine (92) (316) Interessi passivi su finanziamenti a breve termine (767) (1.121 ) Oneri finanziari per attualizzazione fondi (2.704) (2.698) Commissioni su finanziamenti (188) (244) Oneri finanziari per lease (308) (268) Altri oneri finanziari (90) (90) Totale oneri finanziari (4.149) (4.737 ) Utili (perdite) su cambi (65) 38 Proventi (Oneri) finanziari netti (3.759) (4.328 ) Gli oneri finanziari netti hanno registrato un decremento complessivo pari ad Euro 569 riconducibile principalmente a l minor indebitamento nel periodo in esame .
La voce “ Oneri finanziari per attualizzazione fondi” include principalmente gli oneri di attualizzazione del fondo smantellamento ripristino siti calcolati ad un tasso del 3, 65% in Italia e del 6,80% in Romania per il primo semestre 202 6, pari alla media semestrale dei tassi di interesse dei rispettivi Titoli di Stato a 10 anni (nel primo semestre 202 5 tali oneri erano stati calcolati ad un tasso del 3,64 % in Italia e del 7,52 % in Romania).
32. Impo ste I saldi delle voci attività per imposte anticipate e passività per imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto. Le descrizioni indicano la natura delle differenze temporanee.
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84 Attività per imposte anticipate 30 giugno 20 26 31 dicembre 20 25 Attività per imposte anticipate , relative a:
Fondo abbandono 24.513 24.360 Ammortamenti civilistic i eccedenti 7.830 6.889 Svalutazioni civilistiche eccedenti 4.515 4.543 Fondo rischi 1.730 1.499 Fondo svalutazione crediti 717 717 Fair value derivati in hedge accounting 721 -
Altro 779 484 Totale attività per imposte anticipate 40.805 38.492 Passività per imposte differite Passività per i mposte differite, relative a:
Plusvalore delle concessioni di coltivazione e degli impianti E&P (7.292) (7.734 ) Plusvalore delle concessioni di distribuzione (3.997) (2.379) Fair value derivati in hedge accounting (2.305) (1.026) Altro (138) (175) Totale passività per imposte differite (13.732) (11.314 )
I movimenti delle v oci attività per imposte anticipate e passività per imposte differite sono dettagliati nel seguente prospetto :
Attività per imposte Fondo per imposte
anticipate differite
Saldo a l 1° gennaio 20 26 38.492 (11.314) Accantonamenti 1.131 (23) Utilizzi (156) 569 Acquisizione BS Reti Gas S.r.l. 618 (1.679) Altre variazioni incluse nel conto economico complessivo 720 (1.285 ) Saldo al 30 giugno 20 26 40.805 (13.732 )
I saldi delle voci di crediti e debiti per imposte correnti sono dettagliati nel seguente prospetto:
Crediti e (debiti) per imposte sul reddito 30 giugno 2026 31 dicembre 202 5 Crediti per imposte correnti 177 373 Debiti per imposte correnti (5.042) (1.017) Totale crediti e (debiti) per imposte sul reddito (4.865) (644)
Si segnala che il Gruppo ha versato il saldo 2025 ed il primo acconto 2026 delle imposte sul reddito IRES ed IRAP a fine giugno 2026 , nel rispetto delle relative scadenze fiscali, per un importo complessivo di circa 3,5 milioni di Euro.
Si riporta il dettaglio delle imposte sul reddito relativo al primo semestre 20 26 ed il relativo confronto con il corrispondente periodo dell’esercizio precedente:
Imposte sul reddito dell'esercizio 1° semestre 20 26 1° semestre 20 25 Risultato ante imposte 22.842 14.318 Imposte correnti (8.488) (4.262 ) Imposte differite 1.521 119 Totale imposte sul reddito dell'esercizio (6.967) (4.143 ) Aliquota effettiva d’imposta (tax rate) 30,50 % 28,94 %
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85 L’aumento del carico fiscale rispetto al primo semestre 2025 è legato all’incremento dell’aliquota ordinaria IRAP di 2 punti percentuali per i periodi di imposta 2026 e 2027 previsto, per le imprese che esercitano in via prevalente la loro attività nei comparti del settore energetico ed estrattivo , dal Decreto Bollette n.
21/2026, successivamente convertito nella Legge n. 49 del 10 aprile 2026. Nel primo semestre 2026, l’introduzione di tale norma ha comportato maggiori imposte correnti per Euro 405.
33. Rapporti con parti correlate Le operazioni tra la S ocietà capogruppo Gas Plus S.p.A. e le sue controllate consolidate, che sono entità correlate della S ocietà stessa, sono state elise nel processo di consolidamento ai fini della redazione d el bilancio consolidato semestrale abbreviato e non sono pertanto evidenziate in questa nota.
Le operazioni con parti correlate sono state effettuate nel rispetto delle disposizioni di legge vigenti, sulla base di reciproca convenienza economica e a condizioni di mercato . Di seguito sono riepilogati i saldi patrimoniali al 30 giugno 2026 ed al 31 dicembre 2025 ed i saldi economici derivanti dalle operazioni effettuate nel corso del primo semestre 20 26 e 2025 con parti correlate, individuate secondo quanto previsto dal principio contabile internazionale IAS 24.
Parti correlate Diritti d’uso Crediti commerciali Debiti commerciali Debiti finanziari per lease Altri debiti
Controllanti 2026 - - - - (8.288) 2025 - - - - -
Altre parti correlate 2026 2.649 32 (6) (2.692 ) -
2025 2.878 3 (10) (2.896 ) -
Parti correlate Ricavi delle vendite Costi per servizi Ammortamenti Oneri finanziari
Controllanti 2026 - - -
2025 1 - -
Altre parti correlate 2026 28 (4) (248) (57) 2025 7 (6) (254) (35)
La voce altri debiti verso controllanti include esclusivamente il dividendo spettante alla società controllante US.Fin. S.r.l. alla luce della delibera del 16 giugno 2026 dell’Assemblea degli Azionisti. Tale dividendo è stato erogato alla fine del mese di luglio 2026.
La voce debiti finanziari verso altre parti correlate include esclusivamente debiti per lease verso la società correlata Immobiliare Forlanini S.r.l., contabilizzati in applicazione del principio contabile IFRS 16 – Lease .
Tale voce include debiti finanziari a breve termine per 462 Euro e debiti finanziari a medio lungo termine per 2.230 Euro , riferiti a contratti di affitto aventi ad oggetto i complessi immobiliari destinati alle sedi operative e agl i uffici del Gruppo. Nel primo semestre 20 26, il Gruppo ha versato canoni contrattuali per complessivi 282 Euro . Il de cremento di tale debito rispetto al 31 dicembre 202 5 è principalmente riconducibile al pagamento dei canoni di locazione.
Compensi maturati dai componenti degli organi di amministrazione
Gli Amministratori del Gruppo hanno maturato nel primo semestre del 2026 compensi per Euro 528 (Euro 267 nel primo semestre 202 5).
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86 34. Strumenti e r ischi finanziari
Strumenti finanziari
Di seguito si riporta un riepilogo degli strumenti finanziari posseduti dal Gruppo al 30 giugno 20 26 con il relativo raffronto tra valore contabile ed il fair value :
Valore
contabile Finanziamenti
e crediti Attività finanziarie al fair value a conto
economico Attività
finanziarie
in regime
di hedge
accounting Attività
finanziarie
al fair value
al conto
economico
complessivo Totale
voce
contabile Fair
value
ATTIVO
Fair value (derivati finanziari attivi) 1.709 - - 1.709 - 1.709 1.709 Altre attività non correnti 883 883 - - - 883 883 Totale Attivo non corrente 2.592 883 - 1.709 - 2.592 2.592 Fair value (derivati finanziari attivi) 6.881 - - 6.881 - 6.881 6.881 Crediti commerciali 26.521 26.521 - - - 26.521 26.521 Crediti vs. altri 10.147 10.147 - - - 17.233 10.147 Disponibilità liquide 40.460 40.460 - - - 40.460 40.460 Totale Attivo corrente 84.009 77.128 - 6.881 - 91.095 84.009 Totale Attivo 86.601 78.011 - 8.590 - 93.687 86.601
Valore
contabile Passività
finanziarie al
fair value a
conto
economico Passività
finanziarie in
regime di hedge
accounting Altre
passività Costo
ammortizzato Totale
voce
contabile Fair
value
PASSIVO
Debiti finanziari per lease 4.325 - - - 4.325 4.325 4.325 Debiti vs. altri 2.706 - - 2.706 - 2.706 2.706 Totale Passivo non corrente 7.031 - - 2.706 4.325 7.061 7.031 Debiti finanziari 20.449 - - 17.825 2.624 20.449 20.449 Fair value (derivati finanziari passivi) - - 3.828 - - 3.828 3.828 Debiti finanziari per lease 5.082 - - - 5.082 5.082 5.082 Debiti commerciali 35.484 - - 35.484 - 35.484 35.484 Debiti vs. altri correnti 23.962 - - 23.962 - 33.910 23.962 Totale Passivo corrente 88.805 - 3.828 77.271 7.706 98.753 88.805 Totale Passivo 95.836 3.828 79.977 12.031 105.784 95.836
Le variazioni di fair value degli strumenti finanziari elencati nella colonna “attività/passività finanziarie in regime di hedge accounting” sono rilevate nel conto economico complessivo e riguardano strumenti finanziari derivati designati come coperture dei flussi di cassa.
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87 Garanzie e fideiussioni
Al 30 giugno 2026 il Gruppo ha in e ssere fideiussioni a favore di terzi per complessivi 18,0 milioni di euro , principalmente composte da:
- fideiussion e per la copertura dei previsti investimenti nella rete di distribuzione di gas metano del Comune di Fidenza per 2,7 milioni di euro;
- fideiussioni per adempimento di imposta di consumo ed addizionale regionale per 1, 5 milioni di euro;
- fideiussioni per trasporto gas per 1,8 milioni di euro;
- fideiussioni per vendita gas in bilanciamento ed al Gestore del Mercato Elettrico (GME) per 2, 6 milioni
di euro;
- fideiussioni per garanzia esecuzione lavori di sviluppo o di ripristino nelle concessioni di coltivazione per 0,8 milioni di euro;
- fideiussioni a favore di società di distribuzione gas metano a garanzia del rispetto dei propri obblighi contrattuali per 0,3 milioni di euro;
- fideiussioni a favore di alcuni enti locali per il servizio di gestione della distribuzione di gas metano per 0,5 milioni di euro;
- fideiussione a garanzia del contratto factoring in essere con BCC Factoring per 2,4 milioni di euro;
- fideiussion e a garanzia di Italgas per operazione di acquisizione BS Reti Gas S.r.l. per 5,4 milioni di Euro.
Gestione del rischio
Qui di seguito s i segnalano le principali operazioni avvenute nel primo semestre 20 26 con un significativo impatto sulla gestione del rischio del Gruppo. Per maggiori dettagli sulle politiche di gestione dei rischi finanziari si rimanda alla Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2025.
Rischio di credito Come già segnalato nella precedente nota n. 21 , Debiti finanziari correnti e non correnti , il Gruppo ha in essere con Intesa Sanpaolo un’operazione di cartolarizzazione del proprio portafoglio crediti della B.U.
Retail, per un ammontare massi mo di 20 milioni di Euro, con plafond rotativo. Nel l’anno 2023 il relativo contratto è stato rinnovato s ino al mese di aprile del 2028.
Tale operazione ha permesso al Gruppo di razionalizzare il rischio di credito dei segmenti di clien tela civile ed industriale di tale Business Unit .
Rischio di liquidità Con riferimento al rischio di liquidità si segnala che il Grup po continua a mantenere adeguate linee di credito rispetto ai previsti fabbisogni, legati alle dinamiche del capitale circolante ed ai previsti investimenti nell’attività esplorativa e di sviluppo della B.U. E&P . Come già segnalato nella precedente nota n. 21, Debiti finanziari correnti e non correnti , il Gruppo ha regolarmente rimborsato tutte le rate dei finanziamenti in essere secondo le scadenze contrattuali previste .
I flussi finanziari relativi al contratto di Finanziamento Revolving stipulato con Intesa Sanpaolo, al contratto di Finanziamento Revolving stipulato con Banco BPM e ai contratti di Finanziamento D.L Liquidità stipulati con Inte sa Sanpaolo sono soggetti al rispetto di parametri finanziari ( covenants ) così come previsti dai relativi contratti di finanziamento. Per una descrizione ed un’analisi di tali covenants si faccia riferimento a quanto riportato nella precedente nota n. 21 , Debiti finanziari correnti e non correnti , e nell’omonima nota n.
20 della Nota Integrativa del B ilancio Consolidato al 31 dicembre 2025.
Gruppo GAS PLUS Note esplicative al bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 Importi in migliaia di euro, salva diversa indicazione
88 Al 30 giugno 202 6 il Gruppo ha in essere le seguenti linee di credito:
- 18,5 milioni di euro per crediti di firma , non assistite da garanzie;
- 20 milioni di euro per la linea di credito rotativa a fronte di cartolarizzazione (cessione pro -soluto) dei crediti commerciali verso clienti civili e industriali della B.U. Retail;
- 2,6 milioni di euro per le linee di credito residue sottoscritte con Intesa Sanpaolo e Banco BPM sulla base delle disposizioni del Decreto Liquidità (D.L. n. 23 del 8 aprile 2020), interamente erogate nel mese di gennaio 2021;
- 1,7 milioni di euro per linee di credito promiscue autoliquidanti per anti cipo fatture e per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
- 0,3 milioni di euro per linee di credito per scoperto di conto corrente, non assistite da garanzie;
- 2,4 milioni di euro per linee di credito factor ;
- 30 milioni di euro per linea Finanziamento Revolving con Banco BPM utilizzabile per cassa, utilizzata per euro 10 milioni al 30 giugno 2026;
- 30 milioni di euro per linea Finanziamento Revolving con Intesa Sanpaolo utilizzabile per cassa, non utilizzata al 30 giugno 202 6;
- 10 milioni di euro per linea RCF con Banca Popolare di Sondrio (ora BPER) utilizzabile per cassa, non utilizzata al 30 giugno 202 6;
- 7,5 milioni di Euro per linea a revoca “Hot Money ” con Credem utilizzabile per cassa, utilizzata interamente al 30 giugno 2026 e rinnovata nel mese di luglio 2026 per 10 milioni di Euro;
- 111,5 milioni di euro per linee a copertura variazioni di fair value su derivati ;
- 0,2 milioni di euro per carte di credito aziendali e Viacard.
Rischio tasso di interesse Per quanto riguarda gli strumenti fina nziari e le attività finanziarie detenute per la negoziazione, tale rischio afferisce agli effetti che le variazioni nei tassi di interesse hanno sul prezzo delle suddette attività e sui relativi flussi di cassa. Data l’assenza di simili attività in portafoglio il Gruppo non è attualmente soggetto a tale rischio.
Quanto invece alle altre attività finanziarie ed alle passività finanziarie, le variazioni dei tassi di interesse possono determinare un minore o maggiore ricavo per proventi finanziari e/o un minor o maggior costo per oneri finanziari. Data l’attuale struttura finanziaria il Gruppo può essere soggetto a tale rischio in misura estremamente contenuta.
Rischio di mercato Per mitigare il rischio di oscillazione del prezzo di mercato del gas, il Gruppo ha in essere ed ha stipulato n el corso del primo semestre 20 26 una serie di contratti deri vati di copertura su commodities .
Tutti i contratti ancora in essere al 30 giugno 20 26 rispettano i criteri per il trattamento in hedge accounting , con l’imputazione delle variazioni di fair value nel conto economico complessivo.
Rischio di cambio Al 30 giugno 202 6, il Gruppo non ha in essere nessuno specifico contratto derivato per la copertura del rischio di cambio.
Gerarchia del fair value secondo l’IFRS 7
L’IFRS 7 richiede che la classificazione degli strumenti finanziari al fair value sia determinata in base alla qualità delle fonti degli input usati nella valutazione del fair value . Per una descrizione del significato dei 3 diversi livelli si rimanda a quan to già commentato in Nota Integrativa del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 20 25.