Alerion Clean Power: Relazione finanziaria semestrale 2026

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 1

Relazione

Finanziaria

Semestrale

2026

Pagina | 2

RELAZIONE FINANZIARIA

SEMESTRALE

2026

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 3

INDICE

Organi Societari 4

Struttura del Gruppo 5

Relazione Intermedia sulla Gestione 6

Localizzazione impianti operativi 7

Premessa 9

Fatti di rilievo avvenuti nel corso del semestre 9 Alerion Clean Power in Borsa 11 Criteri di redazione degli schemi riclassificati 12 Sintesi dei risultati 13 Andamento economico -finanziario del Gruppo 14 Quadro normativo di riferimento 22 Principali rischi e incertezze 24 Indicatori alternativi di performance 29 Eventi societari 31 Operazioni con parti correlate e infragruppo 31 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre e prevedibile evoluzione della gestione 31 Altre informazioni 32

Bilancio consolidato semestrale abbreviato 34

Prospetti contabili consolidati 35 Note esplicative 42 Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato 100 Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale

abbreviato 101

Pagina | 4

ORGANI SOCIETARI

Consiglio di Amministrazione *

Josef Gostner Presidente e Amministratore Delegato 1 Stefano Francavilla Vicepresidente e Amministratore Delegato 1 Patrick Pircher Consigliere e Amministratore Delegato 1 Antonia Coppola Consigliere 2 3 4 Thomas Gostner Consigliere Carlo Delladio Consigliere 2 3 4 Elisabetta Salvani Consigliere 2 3 Germana Cassar Consigliere Pietro Mauriello Consigliere Zeme Michela Consigliere 2 4

1 Membri con deleghe operative 2 Membri del Comitato Controllo, Rischi e Sostenibilità 3 Membri del Comitato Remunerazione e Nomine 4 Membri del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate

Collegio Sindacale

Loredana Conidi Presidente Alessandro Cafarelli Sindaco effettivo Paolo Corti Sindaco effettivo Alice Lubrano Sindaco supplente Roger Demoro Sindaco supplente

Dirigente Preposto (L. 262/05)

Stefano Francavilla

Società di Revisione

KPMG S.p.A.

Via G. B. Pirelli , 38

20124 Milano

* In carica dal 23 aprile 2026

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 5

STRUTTURA DEL GRUPPO ALERION

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 6

RELAZIONE INTERMEDIA SULLA

GESTIONE

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 7

LOCALIZZAZIONE

IMPIANTI

OPERATIVI

Pagina | 8

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 9

PREMESSA

La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito “Capogruppo” o “Alerion”) è una società di capitali organizzata secondo l’ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano – EURONEXT MILAN. La sede del Gruppo Alerion (di seguito “Gruppo” o “Gruppo Alerion”) è a Milano in via Renato Fucini 4.

La presente relazione finanziaria semestrale consolidata è stata redatta ai sensi dell’art. 154 ter del D.Lgs. 24/02/98 n° 58 ed in osservanza al regolamento CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni.

La presente relazione finanziaria semestrale consolidata include il bilancio consolidato semestrale abbreviato, redatto secondo lo IAS 34 con le integrazioni di informativa ritenute utili per una più chiara comprensione della situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo per il periodo di sei mesi chiuso al 30 giugno 2026. Per tale motivo il menzionato bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letto congiuntamente con la relazione finanziaria annuale del Gruppo al 31 dicembre 2025.

La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2026 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 30 luglio 2026.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DEL SEMESTRE

Si segnalano di seguito i principali eventi di rilievo che hanno caratterizzato il primo semestre 2026:

ITALIA:

EMISSIONE DI UN NUOVO GREEN BOND “ALERION CLEAN POWER S.P.A. UP TO EURO 300,000,000 SENIOR

UNSECURED FIXED RATE NOTES DUE 2032”

Si segnala che Alerion ha completato con successo l’emissione del nuovo Green Bond denominato “Alerion Clean Power S.p.A. €300.000.000 Senior Unsecured Fixed Rate Notes due 2032”. L’offerta, lanciata il 28 gennaio 2026, ha registrato una domanda superiore all’ammontare inizialmente previsto, determinando l’esercizio dell’opzione di incremento per ulteriori 100 milioni di euro. A seguito della riapertura dell’offerta il 29 gennaio 2026, anche l’importo aggiuntivo è stato integralmente sottoscritto, consentendo il raggiungimento dell’ammontare complessivo massimo di 300 milioni di euro. L’emissione si è conclusa con pieno successo, confermando il forte interesse del mercato nei confronti della Società e della sua strategia di crescita sostenibile. AVVISO DI RIMBORSO ANTICIPATO DEL GREEN BOND 2021 - 2027 A seguito del completamento, in data 6 febbraio 2026, dell’emissione del nuovo prestito obbligazionario “€300.000.000 Senior Unsecured Fixed Rate Notes due 2032”, la Società ha esercitato l’opzione di rimborso anticipato integrale del prestito obbligaziona rio “€200.000.000 Senior Unsecured Fixed Rate Notes due 2027” (ISIN XS2395580892). Il rimborso è stato perfezionato in data 25 marzo 2026 per un importo pari al 100% del valore nominale residuo in circolazione, corrispondente a Euro 200 milioni, oltre a un premio pari a Euro 1,125 milioni e agli interessi maturati e non corrisposti fino alla data di rimborso. L’operazione ha consentito alla Società di ottimizzare la struttura del debito, estendendone la durata media attraverso il rifinanziamento con il nuovo prestito obbligazionario con scadenza 2032.

ACQUISIZIONE DEL PROGETTO EOLICO AUTORIZZATO “VALLELUNGA” DA 48,8 MW

Si segnala che in data 24 aprile 2026 – Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l., società controllata da Alerion Clean Power S.p.A. (“Alerion”), ha perfezionato l’acquisizione del 100% del capitale sociale di Sirio Rinnovabili S.r.l. da BayWa r.e. Italia S.r.l. Sirio Rinnovabili S.r.l. detiene i diritti per la realizzazione del progetto eolico onshore autorizzato “Vallelunga”, situato in Sicilia nei Comuni di Vallelunga Pratameno (CL), Sclafani Bagni (PA) e Valledolmo (PA). Il progetto prevede una potenza installata complessiva di 48,8 MW e una produzione netta annua stimata a regime di circa 120 GWh.

Pagina | 10 Per la realizzazione dell’impianto sono previsti investimenti complessivi pari a circa 70 milioni di euro.

L’operazione si inserisce nel percorso di crescita del Gruppo Alerion nel segmento dell’energia eolica e conferma la strategia di sviluppo selettivo del Gruppo, focalizzata sull’acquisizione e valorizzazione di iniziative rinnovabili caratterizzate da un avanzato livello di maturità autorizzativa, elevata qualità industriale e significativa visibilità sui tempi di realizzazione e di entrata in esercizio.

AUMENTO DI CAPITALE

In data 8 giugno 2026 la Società ha comunicato i risultati definitivi dell’aumento di capitale con esclusione del diritto di opzione deliberato dal Consiglio di Amministrazione il 21 maggio 2026, in esecuzione della delega conferita dall’Assemblea straordi naria degli azionisti del 23 aprile 2026. L’operazione, finalizzata all’emissione di massime 5.422.940 nuove azioni ordinarie a un prezzo di Euro 25,00 per azione, ha registrato sottoscrizioni per complessive 63.607 azioni, pari a un controvalore di circa Euro 1,6 milioni. Il limitato livello di adesione è stato influenzato da problematiche tecnico -operative connesse alle modalità di esecuzione dell’offerta, che ne hanno ridotto l’accessibilità a parte della platea dei potenziali investitori. A seguito dell’operazione, il capitale sociale di Alerion è risultato pari a Euro 161,3 milioni, rappresentato da 54.293.010 azioni prive di valore nominale.

ROMANIA:

COMPLETATA LA COSTRUZIONE

DI UN NUOVO IMPIANTO FOTOVOLTAICO CON UNA POTENZA INSTALLATA DI 51 MW

Si segnala che in data 9 giugno 2026, Alerion ha completato la realizzazione e avviato l’entrata in esercizio di un nuovo impianto fotovoltaico in Romania, situato nel comune di Răcari (Distretto di Dâmbovița), con una potenza installata pari a circa 51 MW e una produzione annua lorda stimata a regime di circa 77 GWh. L’impianto, sviluppato su una superficie di circa 85 ettari, è dotato di tecnologia tracker mono -assiale e moduli fotovoltaici bifacciali. Nell’ambito del progetto sono state inoltre realizzate una sottostazione elettrica MT/AT e le relative opere di connessione alla rete nazionale. Con l’entrata in esercizio di questo nuovo impianto, la capacità fotovoltaica installata del Gruppo in Romania ha superato i 216 MW.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 11

ALERION CLEAN POWER IN BORSA

Al 30 giugno 2026 il prezzo di riferimento del titolo ALERION presenta una quotazione di 21,55 euro, in aumento (+17%) rispetto a quella al 31 dicembre 2025, quando risultava pari a 18,44 euro, dopo aver distribuito un dividendo pari a 0,61 euro per azione in data 6 maggio 2026.

Nel periodo in esame, il primo semestre del 2026, la quotazione del titolo Alerion si è attestata tra un minimo di 17,42 euro il 4 marzo 2026 ed un massimo di 29,40 euro il 15 maggio 2026 come riportato nel grafico di seguito relativo ai dati medi mensili consuntivati dal titolo nell’anno in esame:

Si riportano di seguito alcuni dati afferenti ai prezzi ed ai volumi del titolo ALERION relativi al periodo dei 6 mesi del 2026.

Prezzo dell'azione Euro Prezzo di riferimento al 30/06/2026 21,55 Prezzo massimo (15/05/2026) 29,40 Prezzo minimo (04/03/2026) 17,42 Prezzo medio 21,44

La capitalizzazione di borsa al 30 giugno 2026 ammonta a circa 1.170 milioni di euro (1.000 milioni alla fine del 2025). Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è pari a 5 3.629.562.

Volumi scambiati N. Azioni Volume massimo (09/06/2026) 192.200 Volume minimo (26/03/2026) 2.511 Volume medio 25.141

19,1 19,4 20,4 28,2

28,2

25,4

10,0 13,0 16,0 19,0 22,0 25,0 28,0

0100.000200.000300.000400.000500.000600.000700.000800.000900.000

Gen Feb Mar Apr Mag GiuVolumi Scambiati Prezzo Azionario

Pagina | 12

CRITERI DI REDAZIONE DEGLI SCHEMI RICLASSIFICATI

Si riporta qui di seguito la descrizione dei criteri adottati nella predisposizione del prospetto della situazione patrimonia le-

finanziaria consolidata e del conto economico consolidato riclassificati al 30 giugno 2026 inseriti e commentati rispettivamente nel successivo paragrafo “Andamento economico finanziario del Gruppo”.

Nella presente relazione finanziaria semestrale sono rappresentati alcuni Indicatori Alternativi di Performance (IAP) che sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai Principi Contabili Internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo. Si precisa, inoltre, che, al fine di facilitare la comprensione dell’andamento gestionale, i risultati economici sono esposti escludendo alcune componenti reddituali ritenute non usuali e definite internamente come “special items”: tali risultati, al netto degli “special items” sono indicati con la definizione “Risultati adjusted”. Per la definizione degli indicatori e la riconciliazione dei relativi importi si rimanda a quanto indicato nello specifico paragrafo “Indicatori alternativi di Performance”.

Prospetto della situazione patrimoniale -finanziaria consolidata riclassificata al 30 giugno 2026 Le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

Immobilizzazioni , tale voce si suddivide nelle seguenti sottovoci:

• Immobilizzazioni Immateriali : tale voce include: i) “Diritti e concessioni” per 258,6 milioni di euro, ii) “Costi di sviluppo” per 13,1 milioni di euro, iii) le voci “Brevetti ed opere d’ingegno” e “Altre immobilizzazioni immateriali”, pari complessivamente a 3,7 milioni di euro, iv) “Immobilizzazioni immateriali in corso” per 14,3 milioni di euro (nota “ 4”).

• Immobilizzazioni Materiali : tale voce include: i) “Terreni” per 40,3 milioni di euro, i i) “Fabbricati” per 4,4 milioni di euro, iii) “Impianti e macchinari” per 400,4 milioni di euro, iv) “ Altri beni” per 2,6 milioni di euro e v) “Immobilizzazioni in corso” per 338,9 milioni di euro, relativi a investimenti sui parchi eolici (nota “ 5”).

• Immobilizzazioni Finanziarie : tale voce include il valore delle partecipazioni iscritte tra le attività finanziarie non correnti nella voce “Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto” per 69,8 milioni di euro (nota “6”).

• Crediti Finanziari non Correnti : tale voce include il valore dei Crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti per 65,1 milioni di euro (nota “18” e “23”).

Altre attività e passività non finanziarie , la voce si riferisce a i) “Crediti commerciali” vantati sia nei confronti di imprese collegate che nei confronti di altre imprese per un ammontare complessivo pari a 19,9 milioni di euro (nota “9”), ii) “Attività per imposte anticipate” per 28,4 milioni di euro (nota “33”), iii) “Crediti tributari” (nota “10”) e “Crediti vari e altre attività correnti” (nota “1 1”) per complessivi 81,7 milioni di euro, iv) “Debiti commerciali” per un ammontare complessivo pari a 97,2 milioni di euro (nota “13”), v) “TFR e altri fondi relativi al personale” per 1,9 milioni di euro (nota “24”), vi) “Fondo imposte differite” per 46,4 milioni di euro (nota “33”), vii) “Fondi per rischi ed oneri futuri” per 6,7 milioni di euro (nota “25”), viii) “Debiti vari e altre passività non correnti” per 17,7 milioni di euro (nota “12”), ix) “Debiti Tributari” per 38,3 milioni di euro (nota “14”), x) “Debiti vari e altre passività correnti” per 12,3 milioni di euro (nota “15”), xi) Crediti vari e altre attività non correnti” (nota “7”) per complessivi 3,1 milioni di euro, xii) “ Rimanenze ” per complessivi 18,4 milioni di euro (nota “8”).

Liquidità , include la voce “Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti” per 311 ,1 milioni di euro (nota “ 20”).

Altre attività e passività finanziarie, la voce include: i) “Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti” per 8 4,1 milioni di euro (nota “19”); ii) “Passività finanziarie non correnti” per 1.073, 4 milioni di euro (nota “21”); iii) “Passività finanziarie correnti” per 68,1 milioni di euro (nota “22”); e iv) “Strumenti derivati” classificati tra le attività correnti per 1,9 milioni di euro, tra le attività non correnti per 1,8 milioni di euro, tra le passività correnti per 0,4 milioni di euro e tra le passività non correnti per 0,1 milioni di euro (nota “23”).

Conto economico riclassificato consolidato al 3 0 giugno 2026 : le voci sono state riclassificate ed aggregate come

segue:

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 13 Ricavi , tale voce include i) ricavi da “Vendite di energia” e da “Vendite incentivi” per 73,1 milioni di euro, ii) “Altri ricavi e proventi diversi” pari a 10,3 milioni di euro (note “27” e “28”).

Proventi (oneri) finanziari, tale voce include i) il saldo netto da “Proventi (oneri) finanziari” per un importo negativo di 17,4 milioni di euro e ii) la voce “Proventi (oneri) da partecipazioni ed altre attività finanziarie” positiva per 1 milione di euro (note “3 1” e “3 2”) Imposte, tale voce include i) il saldo netto negativo da “Correnti” pari a 6,6 milioni di euro e ii) il saldo netto positivo da “Differite” pari a 2,1 milioni di euro (nota “33”).

SINTESI DEI RISULTATI

Dati economici (milioni di euro) I Semestre 2026 I Semestre

2025

Ricavi 83,4 77,6 Margine Operativo Lordo (EBITDA) 53,7 51,8 Risultato Netto 6,5 5,8 Risultato Netto di Gruppo 6,1 5,2 Dati patrimoniali (milioni di euro) 30.06.2026 31.12.2025 Patrimonio Netto 399,0 432,6 Indebitamento Finanziario Netto Contabile ** 678,0 563,6 Indebitamento Finanziario Netto* 744,9 598,6 Dati Operativi I Semestre 2026 I Semestre

2025

Potenza Lorda (MW) 1.072,5 95 8,2 Produzione di energia elettrica (GWh) (1) 739,1 65 5,8 Produzione di energia elettrica (GWh) - Impianti consolidati integralmente 647,1 60 0,5 (1) Impianti consolidati integralmente e in partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

* Indebitamento finanziario netto calcolato come da Orientamento ESMA32 -382-1138 ** Include le attività finanziarie non correnti principalmente verso le società detenute con il metodo del patrimonio

netto

Pagina | 14

ANDAMENTO ECONOMIC O-FINANZIARIO DEL GRUPPO

Andamento della gestione del primo semestre 2026 Nel primo semestre del 2026 la produzione elettrica consolidata si è attestata a 647,1 GWh, in aumento rispetto ai 600,5 GWh registrati nello stesso periodo dell’anno precedente (+46,6 GWh, +7,8%). La crescita è principalmente attribuibile a condizioni di ventosità maggiormente allineate alle medie storiche rispetto al primo semestre 2025, che hanno contribuito a un incremento della produzione degli impianti eolici e fotovoltaici in esercizio. Ha inoltre inciso positivamente il contributo della nuova capacità installata in Irlanda, acquisita alla fine del 2025. Anche nel secondo trimestre dell’anno la produzione si è mantenuta su livelli in linea con le medie storiche del periodo, confermando l’andamento già registrato nel primo trimestre 2026. Il confronto risente inoltre della cessione, perfezionata nel quarto trimestre del 2025, della società Eolica PM (impianto eolico sito nel Comune di Pontelandolfo, con una capacità installata di 52 MW), il cui deconsolidamento ha comportato una riduzione della produzione e dei Ricavi Operativi rispetto al primo semestre 2025, quando l’impianto aveva contribuito per 70.461 MWh e per circa 8,5 milioni di euro di Ricavi Operativi. Tale effetto è stato in parte compensato sia dall’ingresso nel perimetro di consolidamento del nuovo impianto eolico in Irlanda, acquisito a fine 2025, che ha contribuito nel primo semestre 2026 per 17.529 MWh che dalla nuova capacità produttiva entrata in esercizio nel corso del primo semestre 2026.

Nel primo semestre 2026 si è rilevato un positivo incremento dei prezzi medi di cessione dell’energia elettrica rispetto al 2025, infatti, il ricavo medio di cessione per gli impianti del gruppo, comprendendo anche l’incentivo GRIN, è risultato pari a 113, 0 euro per MWh, rispetto alla media di 110,4 euro per MWh del 2025. Il prezzo dell’incentivo GRIN riconosciuto agli impianti incentivati per l’anno 2026 è stato pari a 50,45 euro per MWh mentre per il 2025 è stato pari a 55,3 euro per MWh.

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato I Semestre 2026 I Semestre 2025 (Valori in Milioni di Euro) Ricavi operativi 73,1 66,3 Altri ricavi 10,3 11,3 Ricavi 83,4 77,6 Costo delle risorse umane (7,5) (8,1) Altri costi operativi (23,1) (18,6) Accantonamenti per rischi (0,1) (0,1) Costi operativi (30,7) (26,8) Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1,0 1,0 Margine Operativo Lordo (EBITDA) 53,7 51,8 Ammortamenti e svalutazioni (26,3) (26,3) Risultato Operativo (EBIT) 27,4 25,5 Proventi (oneri) finanziari (16,4) (15,8) Risultato ante imposte (EBT) 11,0 9,7 Imposte (4,5) (3,9) Risultato Netto 6,5 5,8 Utile (Perdita) di competenza di terzi 0,4 0,6 Risultato Netto di Gruppo 6,1 5,2 Il gruppo ha consuntivato complessivamente nel periodo in esame Ricavi per 83,4 milioni di euro rispetto ai 77,6 milioni di euro del primo semestre 2025. Nel primo semestre 2026 il Gruppo ha conseguito Ricavi Operativi pari a 73,1 milioni di euro, in crescita rispetto ai 66,3 milioni di euro registrati nel corrispondente periodo del 2025. Tale andamento riflette sia il favorevole contesto dei prezzi di vendita dell’energia elettrica rispetto all’esercizio precedente, sia l’incremento della produzione elettrica consolidata integralmente, pari a circa 46,6 GWh. La maggiore produzione è attribuibile principalmente a condizioni di ventosità maggiormente allineate alle medie storiche e al contributo della capacità produttiva acquisita in Irlanda alla fine del 2025. Tali effetti positivi sono stati parzialmente compensati dall’impatto della cessione di Eolica PM, perfezionata nel quarto trimestre 2025.

Gli effetti positivi della variazione dei prezzi di vendita sono stati parzialmente compensati dalle coperture sull’andamento del prezzo dell’energia elettrica sottoscritte su parte della produzione al fine di ridurre il rischio di volatilità. Tali co ntratti di copertura in linea con le prassi di settore hanno comportato un effetto correttivo negativo rilevato direttamente tra i

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 15 ricavi derivanti dalle vendite di energia elettrica pari a 0,2 milioni di euro a valere sul primo semestre 2026. I Ricavi Operativi del primo semestre del 2025 includevano un effetto correttivo negativo di importo più rilevante, pari a circa 3,8 milioni di euro, derivante dai medesimi contratti di copertura sui prezzi dell’energia elettrica.

Si riporta di seguito un dettaglio dei prezzi zonali medi e del PUN relativi al territorio italiano per il primo semestre 202 6 e quello 2025:

Scenario Prezzi (Euro/Mwh)

I Sem

2026 I Sem 2025 ∆ ∆ % PUN - Prezzo di riferimento elettricità Italia 127,2 119,5 7,7 6,4% Prezzo energia elettrica zona Nord 128,7 119,6 9,2 7,7% Prezzo energia elettrica zona Centro Nord 128,8 120,0 8,8 7,3% Prezzo energia elettrica zona Centro Sud 125,5 119,6 5,9 4,9% Prezzo energia elettrica zona Sud 122,2 119,1 3,1 2,6% Prezzo energia elettrica Sardegna 121,8 115,9 5,8 5,0% Prezzo energia elettrica Sicilia 123,2 119,4 3,8 3,2% Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) Italia 50,5 55,3 -4,9 -8,8% Prezzo energia elettrica Spagna 49,4 62,4 -13,1 -20,9% Prezzo energia elettrica Romania 113,9 110,2 3,7 3,3% Con la Deliberazione 7/2026/R/efr del 27 gennaio 2026 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2026 (FIP 2026), il valore medio annuo registrato nel 2025 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 115,32 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2026, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 50,45 Euro/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza. Nel primo semestre 2026 il ricavo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente e incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex “certificati verdi” è stato pari a 162,9 euro per MWh, rispetto ai 170,6 euro per MWh del medesimo periodo 2025. In particolare:

Scenario Prezzi per tariffa incentivante (Euro/Mwh) 2026 2025 2024 Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) - Italia 50,45 55,3 42,2 • il ricavo medio di cessione dell’energia elettrica nel 2026 per gli impianti consolidati integralmente è stato pari a 113 euro per MWh, rispetto a 110,4 euro per MWh del medesimo periodo del 2025;

• il prezzo medio degli incentivi nel 2026 è stato pari a 50,45 (55,3 nel medesimo periodo del 2025).

l parchi Eolici di Villacidro e di Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh. Morcone -Pontelandolfo invece è uscito dal perimetro di consolidamento del 2026.

Gli Altri Ricavi sono pari a 10,3 milioni di euro (11,3 milioni di euro nel primo semestre 2025) e si riferiscono principalmente: i) agli indennizzi assicurativi ricevuti nel corso dell’esercizio, ii) ai contributi pubblici riconosciuti in sede di costruzione degli impianti eolici e rilasciati a conto economico lungo la vita residua degli stessi, iii) ai rilasci di fondi accantonanti negli esercizi precedenti e iv) a consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società terze e di società consolidate con il metodo del patrimonio netto.

Pagina | 16 Vengono di seguito riportati i dati relativi alla capacità installata e della produzione di energia elettrica del Gruppo validi per il 2026:

- La tabella seguente evidenzia la capacità installata del Gruppo dettagliata per settore ed area geografica valida per il primo semestre 2026 .

Capacità Installata Impianti Alerion Potenza Lorda

(MW) Possesso

(%) Potenza

Consolidata

(MW)

Impianti Società Controllate (consolidate integralmente) 30 giu 2025 30 giu 2026 30 giu 2025 30 giu

2026

Impianti eolici operativi Italia Nord 19,8 19,8 100% 19,8 19,8 Centro Sud 116,3 65,3 100% 116,3 65,3 Sud 148,2 148,2 100% 148,2 148,2 Sicilia 164,2 164,2 100% 164,2 164,2 Sardegna 155,2 155,2 100% 155,2 155,2 Totale 603,7 552,7 603,7 552,7 Impianti fotovoltaici Italia Sardegna 13,5 13,5 100% 13,5 13,5 Sud 16,0 21,9 100% 16,0 21,9 Sicilia 11,8 11,8 100% 11,8 11,8 Totale 41,3 47,2 41,3 47,2 Impianti eolici Estero Spagna 36,0 36,0 100% 36,0 36,0 Bulgaria 12,0 12,0 51% 12,0 12,0 Irlanda 0 14,4 100% 0 14,4 Totale 48,0 62,4 48,0 62,4 Impianti fotovoltaici Estero Romania 130,2 216,4 100% 130,2 216,4 Totale 130,2 216,4 130,2 216,4 Totale impianti Società Controllate 823,2 878,7 823,2 878,7 Impianti eolici in società la cui partecipazione è consolidata con il metodo del Patrimonio Netto (1) Impianti eolici operativi Italia Centro Sud 15,0 15,0 50% 7,5 7,5 Sud 120,0 178,8 50% 60,0 89,4 Totale 135,0 193,8 67,5 96,9 Totale 958,2 1.072,5 890,7 975,6 (1) Impianti detenuti da partecipazioni consolidate con il metodo del patrimonio netto per effetto dell'applicazione dell'IFRS 11

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 17

- La tabella seguente evidenzia la produzione di energia elettrica del Gruppo per settore ed area geografica relativa al primo semestre 2026 e 2025:

Produzione Impianti Alerion Produzione

consolidata

(MWh)

Impianti Società Controllate (consolidate integralmente) 30 giu 2025 30 giu

2026

Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona Nord 24.428 20.611 Centro Sud 109.485 43.794 Sud 111.754 130.062 Sicilia 101.806 127.853 Sardegna 121.764 149.421 Totale 469.237 471.741 Impianti fotovoltaici Italia Sardegna 11.095 10.669 Sud 11.692 15.472 Sicilia 6.219 9.426 Totale 29.006 35.567 Impianti eolici operativi Estero Spagna 27.344 25.344 Bulgaria 12.162 12.571

Irlanda 17.529

Totale 39.506 55.444 Impianti fotovoltaici operativi Estero Romania 62.713 84.365 Totale 62.713 84.365 Totale impianti Società Controllate 600.462 647.117 Impianti eolici in società la cui partecipazione è consolidata con il metodo del Patrimonio Netto (1) Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona d elle partecipate in joint

venture

Centro Sud 5.308 5.462 Sud 50.039 86.499 Totale 55.347 91.961 Totale 655.809 739.078 (1) Impianti detenuti da partecipazioni consolidate con il metodo del patrimonio netto per effetto dell'applicazione dell' IFRS 11 Il Margine operativo lordo (EBITDA) del primo semestre 2026 è pari a 53,7 milioni di euro, rispetto ai 51,8 milioni di euro rilevati nell’analogo periodo del 2025. Il valore dell’Ebitda del primo semestre 2026 riflette l’effetto quantità positivo legato alla già descritta crescita della produzione elettrica consolidata per circa 46,6 GWh, unitamente al favorevole andamento dei prezzi di vendita dell’energia elettrica rispetto allo scorso semestre. Il rapporto tra EBITDA ed i Ricavi Operativi del periodo risulta pari a 73,5%.

Il Risultato delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto , incluso nel Margine Operativo Lordo, è pari a 1,0 milioni di euro in linea con il risultato del 2025 quando misurava 1,0 milioni di euro. Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) Proforma adjusted è pari a 60,4 milioni di euro ottenuto considerando il valore pro quota dell’EBITDA delle società in Joint venture più rilevanti per il periodo all’EBITDA consolidato del Gruppo. Nel 2025 il valore sarebbe stato pari a 57,3 milioni di euro.

Pagina | 18 Il Risultato Operativo della semestrale 2026 è pari a 27,4 milioni di euro, in aumento rispetto ai valori rilevati nel semestre scorso (25,5 milioni di euro), dopo ammortamenti e svalutazioni per 26,3 milioni di euro. Si rilevano ammortamenti in linea con il semestre precedente.

Il Risultato ante imposte è pari a 11,0 milioni di euro, in aumento rispetto al primo semestre 2025 quando era pari a 9,7 milioni di euro, dopo oneri finanziari per 16,4 milioni di euro, in aumento rispetto al primo semestre 2025 per effetto della nuova emissione obbligazionaria con scadenza 2032 al tasso nominale di 4,625%.

Il Risultato Netto è pari a 6,5 milioni di euro dopo imposte di periodo per circa 4,5 milioni di euro, in aumento rispetto al primo semestre 2025, quando era pari a 5,8 milioni di euro.

Il Risultato Netto di Gruppo del primo semestre 2026 è pari a 6,1 milioni di euro (pari a 5,2 milioni di euro nel primo semestre 2025).

Il Risultato Netto di Terzi del primo semestre 2026 è pari a 0,4 milioni di euro (in decremento rispetto al dato al 30 giugno 2025, pari a 0,6 milioni di euro).

Risultati patrimoniali e finanziari

CONSOLIDATO ALERION

Prospetto della Situazione Patrimoniale -Finanziaria riclassificata (valori in milioni di euro)

30.06.2026 31.12.2025

Immobilizzazioni Immateriali 289,7 288,5 Immobilizzazioni Materiali 786,5 695,7 Immobilizzazioni Finanziarie 69,8 71,8 Crediti finanziari non correnti 66,9 35,0 Immobilizzazioni 1.212,9 1.091,0 Altre attività e passività non finanziarie (69,0) (59,8)

CAPITALE INVESTITO NETTO 1.143,9 1.031,2

Patrimonio netto di Gruppo 392,2 426 Patrimonio netto di Terzi 6,8 6,6 Patrimonio Netto 399,0 432,6 Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti 311,1 344,0 Altre attività e passività finanziarie (1.056,0 ) (942,6) Indebitamento finanziario * (744,9) (598,6)

PATRIMONIO NETTO + INDEBITAMENTO FINANZIARIO* 1.143,9 1.031,2

*Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32 -382-1138

Variazione dell’Area di Consolidamento nel periodo Rispetto al primo semestre 2025 il perimetro è variato principalmente per effetto dell’operazione di equity recycling completata dal Gruppo nel quarto trimestre dell’esercizio 2025, con l’accordo di cessione della controllata Eolica PM (impianto eolico sito nel Comune di Pontelandolfo, con una capacità installata di 52 MW). Nel corso del semestre, inoltre, Alerion ha perfezionato l’acquisizione di un nuovo progetto eolico con l’acquisizione della società Sirio Rinnovabili S.r.l. che detiene i diritti per la realizzazione del progetto eolico onshore autorizzato “Vallelunga”, situato in Sicilia nei Comuni di Vallelunga Pratameno (CL), Sclafani Bagni (PA) e Valledolmo (PA). Il progetto prevede una potenza installata complessiva di 48,8 MW e una produzione netta annua stimata a regime di circa 120 GWh. Si rimanda alla nota “3. Area di consolidamento” delle note alla relazione.

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2026 sono pari a 1.076,2 milioni di euro (984,2 milioni di euro al 31 dicembre 2025). Le immobilizzazioni risultano in aumento rispetto al valore al 31 dicembre 2025 per 9 2 milioni di

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 19 euro dopo ammortamenti e svalutazioni complessivamente pari a 26,3 milioni di euro. L’incremento è relativo ai maggiori investimenti realizzati nel corso del 2026 principalmente in Italia e in Romania. Si segnala che la voce “ Altre Attività e Passività non finanziarie ” include al 30 giugno 2026 crediti per la vendita di energia elettrica e Incentivi per un totale di 10,8 milioni di euro (8,4 milioni di euro al 31 dicembre 2025). In particolare , i crediti da tariffa incentivante nei confronti del Gestore dei Servizi Energetici (GSE) sono pari a 2,9 milioni di euro (2,2 milioni di euro al 31 dicembre 2025). Il Patrimonio Netto di Gruppo al 30 giugno 2026 è pari a 392,2 milioni di euro, con una variazione negativa di 33,8 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2025 quando risultava pari a 426 milioni di euro. La variazione è principalmente conseguente: i) alla quota attribuibile al Gruppo dell’utile netto di periodo pari a 6,1 milioni di euro; ii) alla variazione positiva del fair value degli strumenti derivati su finanziamenti bancari in project financing e degli strumenti derivati commodity swap sul prezzo di vendita dell’energia elettrica, al netto dell’effetto fiscale, per 0,3 milioni di euro, iii) alla variazione negativa del fair value degli strumenti obbligazionari al netto dell’effetto fiscale per 0,1 milioni di euro, iv) all’effetto delle differenze cambio negative per 8,4 milioni di euro, v) all’aumento di capitale avvenuto in data 8 giugno 2026 per 1,1 milioni di euro, e vi) alla distribuzione di dividendi per 32,7 milioni di euro, come da delibera del 23 aprile 2026.

L’Indebitamento Finanziario al 30 giugno 2026 è pari a 744,9 milioni di euro, in aumento di 146,3 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2025 quando risultava pari a 598,6 milioni di euro, la variazione riflette principalmente gli investimenti effettuati nel semestre in Romania ed in Italia ed il pagamento dei dividendi per 32,7 milioni di euro.

Il prospetto seguente riporta la struttura dell’indebitamento finanziario del Gruppo determinato in base alle indicazioni dell’ESMA contenute nel paragrafo 175 degli “Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del regolamento sul prospetto ” (04/03/2021 | ESMA32-

382-1138); Evidenzia inoltre i parametri finanziari oggetto dei covenant previsti nei regolamenti dei prestiti obbligazionari emessi d alla società ed attualmente sul mercato regolamentato, nello specifico il “prestito obbligazionario 2021 -2027” rimborsato in data 25 marzo 2026, il “prestito obbligazionario 2022- 2028”, il “prestito obbligazionario 2023- 2029” emesso a fine 2023, il “prestito obbligazionario 2024- 2030” emesso a fine 2024 e il “prestito obbligazionario 2026- 2032” emesso il 6 febbraio 2026 tutti classificati come “Green Bond”.

Si segnala che alla data del 31 dicembre 2025 i covenant risultavano rispettati.

Pagina | 20

CONSOLIDATO ALERION – Indebitamento finanziario

30.06.2026 31.12.2025

Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti Mezzi equivalenti a disponibilità liquide 311,1 344,0 Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti 311,1 344,0 Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti 86,0 82,5 Liquidità 397,1 426,5 Passività finanziarie correnti Debito corrente per linee bancarie (35,0) (45,1) Debiti correnti per strumenti derivati (0,3) 0 Debito finanziario corrente (35,3) (45,1) Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing (21,8) (16,6) Debiti correnti per Lease (1,2) (1,2) Debiti correnti per strumenti derivati (0,1) (0,3) Debito corrente verso Obbligazionisti (7,1) (4,2) Debito corrente verso altri finanziatori (3,0) (2,9) Parte corrente del debito finanziario non corrente (33,2) (25,2) Indebitamento finanziario corrente (68,5) (70,3)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO 328,6 356,2

Passività finanziarie non correnti Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing (217,4) (196,1) Debito non corrente verso altri finanziatori (29,4) (30,8) Debiti non correnti per Lease (13,8) (13,1) Debiti non correnti per strumenti derivati (0,1) (0,1) Debito finanziario non corrente (260,7) (240,1) Debito non corrente verso Obbligazionisti (812,8) (714,7) Strumenti di debito (812,8) (714,7)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE (1.073,5) (954,8)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO* (744,9) (598,6)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO (esclusi i Derivati) (746,3) (599,4) Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti 65,1 33,0 Crediti finanziari non correnti per strumenti derivati 1,8 2,0

INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE (678,0) (563,6)

(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32 -382-1138 PARAMETRI FINANZIARI previsti dal regolamento dei prestiti obbligazionari in essere

INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE al netto dei Derivati (681,2) (566,4)

Per il prospetto dell’indebitamento finanziario esposto sulla base del nuovo schema previsto dall’orientamento ESMA 32 -

232-1138 del 4 marzo 2021, si rimanda alle note di commento della posizione finanziaria netta.

La variazione dell’Indebitamento Finanziario riflette principalmente quindi: i) i flussi di cassa generati dalla gestione operativa complessivamente pari a circa 33,5 milioni di euro; ii) i flussi di cassa assorbiti dall’attività di investimento pari complessivamente a circa 94,4 milioni di euro relativi principalmente agli investimenti effettuati in Romania e in Italia; iii) la spesa per gli oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli strumenti derivati complessivamente pari a 54,1 milioni di euro iv) i dividendi ricevuti dalle società partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto pari a 1,6 milioni di euro e v) i dividendi corrisposti nel periodo per 32,9 milioni di euro.

Il prospetto seguente mostra le diverse componenti gestionali dei flussi di cassa con evidenza delle variazioni sull’Indebitamento Finanziario:

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 21 (valori in milioni di euro) I Semestre 2026 I Semestre

2025

Flussi di cassa generati dalla gestione operativa 33,5 37,0 Flussi di cassa assorbiti dall’attività di investimento (94,4) (57,2) Oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli strumenti derivati (54,1) (33,8) Dividendi ricevuti dalle società le cui partecipazioni sono valutate con il metodo del patrimonio netto 1,6 4,3 Dividendi liquidati (32,9) (32,8) Variazione dell’Indebitamento finanziario* (146,3) (82,5) Indebitamento finanziario* all’inizio periodo (598,6) (533,8)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO* A FINE PERIODO (744,9) (616,3)

(*) Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32 -382-1138 La leva finanziaria (“leverage”), espressa come rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto, al 30 giugno 2026 è pari al 65,1% (58,0% al 31 dicembre 2025).

L’Indebitamento Finanziario Contabile al 30 giugno 2026 è pari a 678,0 milioni di euro (563,6 milioni di euro al 31 dicembre 2025). L'indebitamento finanziario contabile, rispetto all'indebitamento finanziario netto determinato in conformità agli Orientamenti ESMA, comprende anche le attività finanziarie non correnti, rappresentate prevalentemente da crediti finanziari verso società valutate con il metodo del patrimonio netto.

L’Indebitamento Finanziario (esclusi derivati) al 30 giugno 2026, è pari a 746,3 milioni di euro (599,4 milioni di euro al 31 dicembre 2025).

Le Disponibilità Liquide del Gruppo sono pari a 311,1 milioni di euro al 30 giugno 2026, in diminuzione di 32,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2025 quando risultavano pari a 344 milioni di euro. Le variazioni del periodo comprendono principalmente gli effetti positivi dei flussi di cassa generati dalla gestione operativa pari complessivamente a 33,5 milioni di euro, dai flussi di cassa assorbiti dall’attività di investimento in Romania e Italia per 94,4 milioni di euro e i dividendi liquidati per 32,9 milioni di euro.

L’Indebitamento finanziario corrente al 30 giugno 2026, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota corrente, è pari a 68, 5 milioni di euro, in diminuzione di 1, 8 milioni di euro rispetto al valore del 31 dicembre 2025, in cui era pari a 70,3 milioni di euro.

L’Indebitamento finanziario non corrente al 30 giugno 2026, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota non corrente, è pari a 1.073,5 milioni di euro (954,8 milioni di euro al 31 dicembre 2025) ed include principalmente (i) il debito verso obbligazionisti per 812,8 milioni di euro composto dal prestito obbligazionario 2022 -2028 sottoscritto il 17 maggio 2022, pari a 100 milioni di euro al netto dei costi accessori di 0,7 milioni di euro, dal prestito obbligazionario 2023- 2029 sottoscritto il 12 dicembre 2023, pari a 170 milioni di euro al netto dei costi accessori di 1,7 milioni di euro, dal prestito obbligazionario 2024 -2030 sottoscritto l’11 dicembre 2024, pari a 250 milioni di euro al netto dei costi accessori di 2,7 milioni di euro e dal prestito obbligazionario 2026 -2032 sottoscritto il 6 febbraio 2026, pari a 300 milioni di euro al netto dei costi accessori di 3,1 milioni di euro (ii) le quote a medio lungo termine dei finanziamenti in project financing, pari a 217,4 milioni di euro, in aumento per le nuove erogazioni sottoscritte nel corso del semestre, (iii) la quota a medio lungo termine delle passività finanziarie per leasing in linea con quanto previsto dal principio contabile “IFRS 16 – LEASES” per 13,8 milioni di euro.

I Crediti Finanziari e le altre attività finanziarie non correnti al 30 giugno 2026 sono pari a 66,9 milioni di euro, in incremento rispetto al 31 dicembre 2025 per 31,9 milioni di euro, e si riferiscono principalmente ai crediti finanziari verso società consolidate con il metodo del patrimonio netto e ai crediti per strumenti derivati rilevati in seguito alla variazione positiva del fair value degli stessi nel corso del semestre.

Per i termini e le condizioni relativi ai rapporti con parti correlate si rimanda alla nota “37” “Dettaglio dei rapporti con parti correlate e infragruppo al 30 giugno 2026”.

Pagina | 22

QUADRO NORMATIVO DI RIFERIMENTO

Nel seguito sono illustrati i provvedimenti di maggior rilievo che hanno caratterizzato il quadro normativo di riferimento per il settore nel corso del primo semestre 2026.

Tariffa incentivante (FIP) ex “certificati verdi“ Con la Deliberazione 7/2026/R/efr del 27 gennaio 2026 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente ("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2026 (FIP 2026), il valore medio annuo registrato nel 2025 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 115,32 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2026, pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente, è pari a 50,45 Euro/MWh. In base alle procedure del GSE, tali incentivi vengono erogati dal GSE su base mensile entro il secondo mese successivo a quello di competenza.

Nuovi obiettivi europei al 2030 per fonti rinnovabili ed efficienza energetica

Nel quadro del Green Deal Europeo e del pacchetto legislativo Fit for 55, l'Unione Europea ha rafforzato i propri obiettivi in materia di decarbonizzazione, energia rinnovabile ed efficienza energetica. In particolare, la Legge Europea sul Clima ha conferm ato l'obiettivo vincolante di ridurre entro il 2030 le emissioni nette di gas a effetto serra di almeno il 55% rispetto ai livelli del 1990, quale tappa intermedia verso il conseguimento della neutralità climatica entro il 2050.

Con l'entrata in vigore della Direttiva (UE) 2023/2413 (RED III), l'obiettivo europeo in materia di energie rinnovabili per il 2030 è stato innalzato ad almeno il 42,5% dei consumi finali lordi di energia, con l'obiettivo indicativo di raggiungere il 45% e ntro la stessa data. La direttiva introduce inoltre specifici target settoriali per trasporti, industria, edifici, riscaldamento e raffrescamento, nonché misure volte ad accelerare i procedimenti autorizzativi per gli impianti da fonti rinnovabili.

Parallelamente, l'Unione Europea ha rafforzato il quadro normativo in materia di efficienza energetica, prevedendo un significativo miglioramento dei livelli di risparmio energetico entro il 2030, quale elemento complementare allo sviluppo delle fonti rinnovabili e alla riduzione delle emissioni climalteranti.

Misure di contenimento dei costi energetici (c.d. "Decreto Bollette") Nel corso del primo semestre 2026 è stato inoltre emanato il c.d. "Decreto Bollette" (Decreto Legge n. 21/2026, convertito con modificazioni dalla Legge 10 aprile 2026, n. 49), che ha introdotto misure temporanee volte a contenere l'aumento del costo dell'energia elettrica per famiglie e imprese, e che prevede un incremento temporaneo di 2 punti percentuali dell'aliquota IRAP per le società operanti nei settori dell'estrazione, raffinazione, produzione e distribuzione di energia e gas.

Quadro normativo Spagnolo

La disciplina del settore delle energie rinnovabili in Spagna si inserisce nel quadro normativo definito dall'Unione Europea e, in particolare, dalla Direttiva (UE) 2018/2001 sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, come successivamente modificata dalla Direttiva (UE) 2023/2413.

A livello nazionale, il principale riferimento normativo continua ad essere rappresentato dalla “ Ley 24/2013 del Sector Eléctrico ”, che disciplina l'organizzazione del mercato elettrico e il regime applicabile alle attività di generazione, trasmissione, distribuzione e commercializzazione dell'energia elettrica. La normativa è integrata, tra l'altro, dal “Real Decreto 413/2014 ”, che regola la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, cogenerazione e rifiuti, dal “ Real Decreto 1955/2000” , relativo ai procedimenti autorizzativi degli impianti elettrici, e dal “Real Decreto 2019/1997 ”, che disciplina il mercato della produzione di energia elettrica.

L'attività di generazione elettrica continua ad operare in un regime di libero mercato, mentre la realizzazione e l'esercizio degli impianti restano subordinati all'ottenimento delle necessarie autorizzazioni amministrative, ambientali e urbanistiche previste dalla normativa nazionale, regionale e locale.

La remunerazione degli impianti rinnovabili deriva principalmente dalla vendita dell'energia sul mercato elettrico all'ingrosso. Accanto a tale meccanismo, il quadro normativo spagnolo prevede sistemi incentivanti assegnati attraverso procedure competitive e aste pubbliche, finalizzate all'assegnazione di specifici regimi economici di sostegno per nuovi impianti da fonte rinnovabile.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 23

Quadro normativo - Regno Unito La disciplina del settore energetico britannico prevede un prelievo temporaneo sui ricavi eccezionali dei produttori di energia elettrica, l’Electricity Generator Levy (“EGL”), in vigore dal 1° gennaio 2023 e applicabile ai ricavi realizzati dag li impianti alimentati da fonte nucleare, rinnovabile, da biomassa e da rifiuti quando il prezzo di vendita eccede un prezzo di riferimento (benchmark price); ne sono esclusi gli impianti che beneficiano di un Contract for Difference (“CfD”) con la Low Carbon Contrac ts Company o di un Investment Contract ai sensi dell’Energy Act 2013.

Nel corso del 2026 il Governo britannico ha annunciato l’aumento dell’aliquota dell’EGL dal 45% al 55% con decorrenza dal 1° luglio 2026, nonché la proroga della misura oltre la scadenza originariamente prevista del 31 marzo 2028, da disciplinarsi con separato intervento normativo. A seguito della Review of Electricity Market Arrangements (“REMA”), il Governo ha inoltre confermato, nel luglio 2025, il mantenimento di un mercato elettrico all’ingrosso a prezzo unico nazionale, escludendo l’introduzione di una tariffazione zonale.

La remunerazione degli impianti rinnovabili deriva principalmente dalla vendita dell’energia sul mercato elettrico all’ingrosso, integrata dal meccanismo dei Contracts for Difference, assegnati tramite asta competitiva (Allocation Round) e gestiti dalla Low Carbon Contracts Company. I risultati della settima Allocation Round (AR7), pubblicati tra gennaio e febbraio 2026, hanno assegnato contratti CfD per complessivi 8,4 GW di capacità eolica offshore e 6,2 GW di capacità eolica onshore, fotovoltaica e da energia delle maree, confermando il sostegno pubblico allo sviluppo di nuova capacità rinnovabile.

Quadro normativo - Irlanda La disciplina del settore energetico irlandese prevede un sistema di sostegno alla produzione di energia da fonti rinnovabili basato su asta competitiva, il Renewable Electricity Support Scheme (“RESS”), che assegna alle nuove iniziative selezionate contra tti assimilabili a Contracts for Difference. La sesta procedura competitiva (RESS 6) è attesa nel secondo semestre 2026: la consultazione sui nuovi termini e condizioni si è chiusa il 13 marzo 2026 e i termini definitivi sono attesi nel secondo trimestre 2026, con l’introduzione di criteri non di prezzo previsti dal Net- Zero Industry Act dell’Unione Europea e la possibile restrizione dell’ambito di applicazione agli impianti eolici, fotovoltaici e ibridi.

In risposta alla crisi energetica, il quadro normativo irlandese ha inoltre previsto misure temporanee di contribuzione straordinaria applicabili agli operatori del settore energetico, tra cui la Temporary Solidarity Contribution prevista dall’Energy (Windfall Gains in the Energy Sector) (Temporary Solidarity Contribution) Act 2023, in attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854, applicabile ai soli operatori del comparto dei combustibili fossili per i periodi d’imposta 2022 e 2023, e un tetto ai ricavi di mercato dei produttori “inframarginali” (incluse le fonti eolic he e fotovoltaic he), fissato a 120 Euro/MWh e in vigore da dicembre 2022 a giugno 2023.

La produzione di energia da fonti rinnovabili opera in regime di libero mercato e la remunerazione degli impianti deriva prevalentemente dalla vendita dell’energia sul mercato elettrico all’ingrosso, regolato dalla Commission for Regulation of Utilities (“CRU”), integrata per le nuove iniziative dai contratti assegnati nell’ambito del RESS.

Quadro normativo - Romania La disciplina del settore energetico rumeno è stata caratterizzata negli ultimi anni da numerosi interventi normativi volti a mitigare gli effetti della volatilità dei prezzi dell'energia. In particolare, il quadro regolatorio introdotto dall'Ordina nza d'Urgenza n. 27/2022 (OUG 27/2022), successivamente modificata e integrata, ha previsto meccanismi di calmierazione dei prezzi dell'energia elettrica e del gas naturale per determinate categorie di consumatori, nonché specifiche misure di contribuzione applic abili agli operatori del settore energetico.

Nel corso del 2024 e del 2025 tali misure sono state ulteriormente riviste e prorogate. In particolare, il regime di sostegno ai consumatori e le relative misure di mercato sono stati estesi fino al 2026 per talune categorie di utenti finali, mentre il quadro contributivo applicabile agli operatori energetici è stato oggetto di successive modifiche al fine di adeguarlo all'evoluzione dei prezzi dell'energia e alle esigenze di finanziamento del Fondo per la Transizione Energetica.

La produzione di energia da fonti rinnovabili opera in regime di libero mercato e la remunerazione degli impianti deriva prevalentemente dalla vendita dell'energia sul mercato elettrico. Parallelamente, il Governo rumeno ha avviato programmi di sostegno agli investimenti nelle energie rinnovabili, inclusi meccanismi basati su contratti per differenza (CfD), finalizzati a favorire lo sviluppo di nuova capacità produttiva e il raggiungimento degli obiettivi di transizione energetica del Paese.

Pagina | 24

PRINCIPALI RISCHI E INCERTEZZE

Rischi connessi al contesto normativo e regolamentare

Il Gruppo opera in un settore altamente regolamentato e, pertanto, le società del Gruppo sono tenute al rispetto di un elevato numero di leggi e regolamenti.

In particolare, il Gruppo e gli impianti attraverso i quali opera sono sottoposti a normative nazionali e locali relative a molteplici aspetti dell’attività svolta, che interessano tutta la filiera della produzione dell’energia elettrica. Tale regolamentaz ione concerne, tra l’altro, sia la costruzione degli impianti (per quanto riguarda l’ottenimento dei permessi di costruzione e ulteriori autorizzazioni amministrative), sia il loro esercizio che la protezione dell’ambiente circostante, incidendo quindi sulle modalità di svolgimento delle attività del Gruppo.

L’emanazione di nuove disposizioni normative applicabili al Gruppo o all’attività di produzione dell’energia elettrica o eventuali modifiche del vigente quadro normativo italiano, ivi inclusa la normativa fiscale, potrebbero avere un impatto negativo sull’operatività di Alerion e del Gruppo. Inoltre, l’implementazione di tali modifiche potrebbe richiedere specifici e ulteriori oneri a carico del Gruppo. In particolare, i costi per conformarsi ad eventuali modifiche delle disposizioni normative vigenti, ivi inclusi i costi di compliance, comprensivi dei costi di adeguamento alle disposizioni in materia di requisiti per l’esercizio delle attività, di licenze del personale e di sicurezza nel lavoro, potrebbero essere particolarmente elevati. Similmente l’adeguamento alle modifiche della normativa sopra descritte può richiedere lunghi tempi di implementazione. Il verificarsi di tali eventi potrebbe avere effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziar ia del Gruppo.

Inoltre, l’elevato grado di complessità e di frammentarietà delle normative nazionali e locali del settore della produzione di energia da fonti rinnovabili, unita all’interpretazione non sempre uniforme delle medesime da parte delle competenti Autorità, potrebbe generare situazioni di incertezza e contenziosi giudiziari, con conseguenti effetti negativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Il Gruppo contiene tale rischio monitorando costantemente il quadro normativo per recepire tempestivamente i potenziali cambiamenti, operando in maniera tale da minimizzare gli impatti economici eventualmente derivanti.

Rischi connessi alla ciclicità della produzione

Le caratteristiche delle fonti di energia utilizzate comportano sia una produzione caratterizzata da elevata variabilità, connessa alle condizioni climatiche dei siti in cui sono localizzati gli impianti eolici, sia previsioni di produzione basate su serie storiche e stime probabilistiche.

In particolare, la produzione di energia elettrica da fonte eolica, essendo legata a fattori climatici “non programmabili” è caratterizzata nell’arco dell’anno da fenomeni di stagionalità che rendono discontinua la produzione di energia.

Eventuali condizioni climatiche avverse e, in particolare, l’eventuale perdurare di una situazione di scarsa ventosità per gli impianti eolici anche rispetto alle misurazioni effettuate in fase di sviluppo (circa la disponibilità della fonte e le previsioni relative alle condizioni climatiche), potrebbero determinare sfasamenti temporali e la riduzione o l’interruzione delle attività degli impianti, comportando una flessione o un incremento tempo per tempo dei volumi di energia elettrica prodotti, con conseguenti effetti di breve periodo sull’attività e sulla situazione economica, patrimoniale e/o finanziaria del Gruppo.

Il Gruppo Alerion contiene tale rischio pianificando l’installazione di nuovi siti in zone geografiche diversificate, monitorando l’andamento dei dati anemometrici per migliorare l’attività di forecasting meteorologico e programmando i fermi impianto in funzione dei periodi di minore ventosità.

Il Gruppo Alerion contiene gli eventuali rischi di danneggiamento degli impianti dovuti a eventi atmosferici avversi non controllabili né programmabili tramite la stipula di polizze assicurative e di contratti di manutenzione.

Rischi connessi al climate change

Il rischio relativo al climate change individua la possibilità che variazioni climatiche nel breve e nel lungo periodo possano avere impatti sul business del Gruppo con conseguenze sui risultati economico finanziari. In particolare, si evidenza la diminuzione della disponibilità delle risorse (produzione eolica e solare) e conseguenti incrementi dei costi di manutenzione e di assicurazione contro gli eventi atmosferici avversi.

Il Gruppo contiene i potenziali impatti derivanti dal rischio climatico tramite l’adozione di apposite misure quali (i) la pianificazione dell’installazione di nuovi siti in zone geografiche diversificate, monitorando l’andamento dei dati anemometrici per migliorare l’attività di forecasting meteorologico e programmando i fermi impianto in funzione dei periodi di minore ventosità e (ii) il contenimento degli eventuali rischi di danneggiamento degli impianti dovuti a eventi atmosferici avversi non controllabili né programmabili tramite la stipula di polizze assicurative e di contratti di manutenzione. Si evidenzia inoltre che nella predisposizione del test di impairment, i potenziali impatti del rischio climatico sono stati riflessi nella determinazione dei relativi flussi di cassa prospettici, tenendo conto, principalmente, degli eventuali minori rendimenti legati a una produzione di energia elettrica ridotta a causa delle condizioni climatiche

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 25 avverse registratesi (basandosi dette proiezioni, tra l’altro, sulle medie storiche di produttività dei singoli parchi) e dei costi operativi legati alla stipula delle polizze assicurative.

Inoltre, se da un lato, eventuali disastri climatici possono causare effetti sfavorevoli sulla produzione del gruppo, conseguenza del cambiamento climatico in corso è anche il sempre maggiore interesse delle istituzioni nei confronti delle società che prod ucono energia di tipo rinnovabile. In particolare, l’Unione Europea ha sviluppato un Piano d’azione per finanziare la crescita sostenibile (EU Action Plan) e contribuisce a collegare la finanza alle esigenze specifiche dell’economia europea e mondiale. Il Gruppo, che ha come core business la produzione di energia tramite fonti rinnovabili, è particolarmente coinvolto da progetti di tale portata.

La produzione di energia da fonti eoliche e solari è contenuta all’interno della Tassonomia Europea come settore che contribuisce attivamente alla “Climate mitigation”, contribuendo, ai fini della decarbonizzazione, all’obiettivo nazionale vincolante al 20 30 di riduzione del 33%+ le emissioni di CO2 nei settori non ETS, rispetto a quelle del 2005.

Inoltre, società che hanno un core business espressamente caratterizzato da iniziative di tipo sostenibile possono accedere a strumenti di finanziamento e investimento specifici, quali i green bond. A tal proposito Alerion ha fatto ricorso a partire dal 19 dicembre 2019, quando è avvenuta la prima emissione di un prestito obbligazionario, cosiddetto “Green Bond”, a strumenti finanziari i cui termini di utilizzo sono tenuti a soddisfare i criteri di cui al Green Bond Framework adottato dalla Società.

Rischi connessi ai contratti di finanziamento

Il Gruppo presenta un elevato indebitamento finanziario e obbligazionario, rispetto al quale sostiene oneri finanziari.

Inoltre, il Gruppo, ove fosse tenuto a rifinanziare l’indebitamento esistente prima della relativa data di scadenza, potrebbe non essere in grado di completare gli investimenti in corso o previsti dal Piano.

Alla luce di quanto precede, l’indebitamento contratto o contraendo per le attività necessarie per la realizzazione e la messa in esercizio dei Parchi Eolici ha comportato e/o comporter à (a seconda dei casi) un incremento dell’indebitamento finanziario del Gruppo e, pertanto, fermo restando l’incremento dei ricavi generati, successivamente al periodo di collaudo, dall’attività dei nuovi Parchi Eolici, il Gruppo potrebbe incontrare difficoltà nel sostenere gli impegni finanziari nascenti dalla propria struttura di indebitamento e nel rispettare i propri impegni finanziari, anche in considerazione della progressiva scadenza delle tariffe incentivanti di cui godono gli impianti in proprietà del Gruppo.

Il finanziamento dei progetti posti in essere dal Gruppo è effettuato tramite modalità di finanziamento in project financing e attraverso finanziamenti di tipo Corporate attraverso emissioni di prestiti obbligazionari che soddisfino i criteri previsti dal “Green Bond Framework” adottato dalla Società.

Il regolamento delle diverse emissioni obbligazionarie del Gruppo ed i contratti di finanziamento, in particolare i finanziamenti in project financing, contengono una serie di clausole abituali per tali tipologie di documenti, quali obblighi di fare e di non fare, clausole di c.d. negative pledge, restrizioni alla distribuzione di dividendi, relazioni sui risultati e bilanci, obblighi di mantenimento di ratio finanziari soggetti a verifica periodica, ipotesi di inadempimento (cc.dd. eventi di default). Alcuni finanziamenti in project financing contengono inoltre clausole c.d. di cross default, ai sensi delle quali il verificarsi di situazioni di inadempimento in capo a soggetti diversi dalle società beneficiarie può rendere immediatamente esigibile l’importo residuo del finanziamento stesso.

Si evidenzia che il contesto macroeconomico del primo semestre 2026 ha spinto ad una riduzione dei tassi di interesse, incidendo sulla volatilità degli stessi, tale volatilità non ha avuto significativi impatti sul Gruppo grazie alla policy di stipulare contratti di copertura, interest rate swap, sui finanziamenti in project financing e grazie anche al ricorso ad emissioni obbligazionarie a tasso fisso. La recente emissione obbligazionaria del 6 febbraio 2026 evidenzia come il Gruppo non abbia risentito dell’attuale quadro macroeconomico.

Parametri finanziari e Covenant:

“Prestito Obbligazionario 2022 -2028”

Con riferimento al “Prestito Obbligazionario 2022 - 2028” si segnala che qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l’Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati ed il Patrimonio Netto al netto dei derivati risulti superior e a 3 la so cietà si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3. Con “Data di Calcolo” si intende la da ta del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2022. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2025 risultava rispettato.

“Prestito Obbligazionario 2023 -2029”

Con riferimento al “Prestito Obbligazionario 2023 - 2029” si segnala che qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l’Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati ed il Patrimonio Netto al netto dei derivati risulti superior e a 3 la so cietà si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3. Con “Data di Calcolo” si intende la da ta del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2023. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2025 risultava rispettato.

Pagina | 26 “Prestito Obbligazionario 2024 -2030”

Con riferimento al “Prestito Obbligazionario 2024 - 2030” si segnala che qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l’Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati ed il Patrimonio Netto al netto dei derivati risulti superior e a 3 la so cietà si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3. Con “Data di Calcolo” si intende la da ta del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2024. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2025 risultava rispettato.

“Prestito Obbligazionario 2026 -2032”

Con riferimento al “Prestito Obbligazionario 2026 - 2032”, sottoscritto in data 6 febbraio 2026, si segnala che qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l’Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati ed il Patrimonio Netto al netto d ei derivati risulti superiore a 3 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3.

Con “Data di Calcolo ” si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre 2026. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite.

Project Financing

Con riferimento ai finanziamenti da project financing si rimanda alla nota 21 “PASSIVITA’ FINANZIARIE NON CORRENTI” in cui è presentato il dettaglio dei parametri finanziari da rispettare al 30 giugno 2026 relativi a tali finanziamenti.

Finanziamenti Bancari

Con riferimento ai finanziamenti bancari, si rinvia alla Nota 2 1 – “Passività finanziarie non correnti” per l’informativa completa. Di seguito si riporta la definizione del parametro finanziario previsto dal contratto: alla Data di Calcolo il rapporto tra l’Indebitamento Finanziario Contabile al netto dei derivati e il Patrimonio Netto al netto dei derivati non deve risultare superiore a 3 . Per Data di Calcolo si intende il 31 dicembre di ogni anno di durata del finanziamento bancario, a partire dal primo 31 dicembre successivo alla data di sottoscrizione del finanziamento stesso. Tale definizione del parametro è allineata con quella adottata anche per i prestiti obbligazionari.

La Società provvede a monitorare periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole finanziarie pattuite. Alla data del 31 dicembre 2025, il parametro risulta va pienamente rispettato.

Rischi connessi ai tassi di interesse

A seguito delle recenti emissioni di Prestiti Obbligazionari, come descritto in precedenza, il Gruppo è esposto solo marginalmente al rischio connesso alle fluttuazioni del tasso di interesse.

Il finanziamento dei progetti posti in essere dal Gruppo ha comportato il ricorso al credito bancario, anche attraverso modalità di project financing. In tale contesto, un aumento significativo dei tassi d’interesse potrebbe avere un impatto negativo sul rendimento dei progetti d’investimento futuri del Gruppo.

Al fine di limitare tale rischio, il Gruppo ha messo in atto una politica di copertura dei rischi derivanti da fluttuazioni d ei tassi attraverso l’utilizzo di contratti di copertura dei tassi d’interesse Interest Rate Swap (IRS), per gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile.

Rischi connessi ai crediti per la vendita di energia elettrica

L’energia prodotta dai parchi eolici del Gruppo è acquistata da società di trading con cui l’Emittente ha in essere appositi accordi contrattuali, che riversano la stessa sul mercato dell’energia.

Alla luce di quanto precede, il Gruppo è esposto al rischio che le società di trading a cui viene ceduta l’energia elettrica prodotta di parchi eolici detenuti dalle SPV non corrispondano puntualmente o tempestivamente i corrispettivi dovuti; i crediti nei confronti delle società di trading attraverso cui il Gruppo opera sono pari a 7,9 milioni di euro al 30 giugno 2026 e pari a 6,2 milioni di euro al 31 dicembre 2025.

Il verificarsi degli eventi oggetto di tali rischi, che è considerato dall’Emittente di bassa probabilità di accadimento, potrebbe avere un impatto negativo sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria dell’Emittente e del Gruppo.

Il Gruppo realizza la vendita di energia elettrica prodotta da tutti i Parchi Eolici principalmente attraverso contratti bilaterali di durata annuale, senza rinnovo automatico, stipulati dalle SPV che detengono i Parchi Eolici produttori di energia elettrica con società di trading.

Il Gruppo è esposto al rischio che le proprie controparti possano non onorare i crediti maturati dalle società del Gruppo;

e un eventuale ritardato o mancato versamento degli importi dovuti potrebbe comportare una crisi di liquidità del Gruppo con conseguenti difficoltà da parte dello stesso a far fronte agli oneri, anche finanziari, dovuti ed effetti negativi significativi sui risultati, sulle prospettive, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Inoltre, qualora i rapporti in essere con le società di trading si dovessero deteriorare, il Gruppo potrebbe dover decidere di risolvere i contratti di vendita di energia elettrica in essere. Ove ciò si verificasse, il Gruppo potrebbe incontrare

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 27 difficoltà nell’individuazione di controparti con adeguato standing nonché nella negoziazione di termini e condizioni egualmente vantaggiosi rispetto agli accordi di cui è parte, con conseguenti effetti negativi sui risultati, sulle prospettiv e, nonché sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo.

Rischi connessi al tasso di cambio

Il rischio di variazione connessa al tasso di cambio delle valute diverse dall’euro con cui il Gruppo Alerion opera p uò impattare il risultato economico del Gruppo.

Le transazioni in valute diverse dalla valuta funzionale sono contabilizzate, al momento della rilevazione iniziale, al tasso di cambio a pronti in essere alla data dell’operazione. Successivamente, le attività e le passività monetarie denominate in valuta diversa dalla valuta funzionale sono convertite usando il tasso di cambio di chiusura, in un momento differente rispetto a quando sono state definite le condizioni contrattuali sottostanti alle transazioni stesse.

Le attività e le passività non monetarie denominate in valuta, iscritte al fair value, sono convertite utilizzando il tasso d i cambio alla data di determinazione del fair value. Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono rilevate a Conto economic o.

Il gruppo opera con valute estere in alcuni mercati che rientrano nel suo perimetro di business, in Romania e nel Regno unito, che storicamente hanno rappresentato oscillazioni contenute mantenendo limitata l’esposizione al rischio cambio del Gruppo. Inoltre, sono attuate attività continuative di monitoraggio che permettono di anticipare prontamente eventuali oscillazioni dei suddetti tassi di cambio.

Rischi connessi alla salute, sicurezza e ambiente

Il Gruppo è esposto al rischio di poter incorrere in sanzioni derivanti dal mancato rispetto della normativa in materia di salute, sicurezza e ambiente.

In particolare, il Gruppo Alerion è tenuto all’osservanza di leggi e regolamenti (a titolo esemplificativo, il D.Lgs. n. 106 del 3 agosto 2009 e il D. Lgs. n. 81 del 9 aprile 2008) relativi alla salute e alla sicurezza sul luogo di lavoro, in quanto le attività svolte dal Gruppo sono soggette al possibile verificarsi di incidenti che possono avere ripercussioni sul personale impiegato e/o sull’ambiente.

Con riferimento alla salute e sicurezza sul luogo di lavoro, Alerion opera in conformità a quanto previsto dal D.lgs 81/08, dal D.lgs 106/09 ed in particolare in conformità alla norma ISO 45001:2018 ed è certificata per l’attività di “Produzione di energia elettrica da fonte eolica. Servizi di esercizio e manutenzione tramite imprese terze di impianti per la produzione di energia elettrica da fonte eolica”. Il certificato di conformità n° 9192.ALEN è stato rinnovato in data 21/12/2023.

Rischi di Information & Communication Technology

I rischi principali riscontrabili in ambito ICT sono molteplici ed in continua evoluzione, sia sotto il profilo della sicurez za informatica (Data Breach, Malware, Phishing, Attacchi DDoS e vulnerabilità software e hardware) che sotto il profilo operativo (Interruzione del servizio o perdita dei dati). Per mitigare i rischi informatici sono state adottare misure proattive e basate sulla continua valutazione dei rischi. Le misure adottate riguardano: i) Implementazione di solide politiche di sicurezza informatica; ii) Formazione e sensibilizzazione del personale; iii) Utilizzo di tecnologie di sicurezza avanzate (firewall, antivirus, sistemi di rilevamento delle intrusioni, ecc.); iv) Backup regolari dei dati e piano di disaster recovery.

Rischi connessi ai programmi di incentivazione nazionale di cui beneficia il Gruppo

Tutti i parchi eolici del Gruppo ad eccezione dei parchi eolici di Albanella, Agrigento, Ricigliano, Anglona, Dotto, Enermac, Naonis (ora Alperion), Callari, Ordona, Grottole, Ricigliano e Campidano godono di una tariffa incentivante e, per i sei mesi conclusi al 30 giugno 2026, il 6,2% dei ricavi operativi del Gruppo è riconducibile ai programmi di incentivazione nazionale; il rapporto era invece pari al 11% nel medesimo periodo del 2025, che includeva un andamento dei prezzi di vendita dell’energia elettrica verificato si nell’esercizio antecedente (2024) migliore rispetto al 2025 influenzando positivamente pertanto il valore dell’incentivo cosiddetto “GRIN” per l’anno successivo 2026.

Qualora per qualsiasi ragione uno o più parchi eolici del Gruppo sia oggetto di provvedimenti di decadenza ovvero di decurtazione da parte del GSE degli incentivi ovvero si verifichi, per qualsiasi motivazione, un ritardo da parte del GSE nella corresponsione degli importi dovuti, il Gruppo potrebbe subire diminuzioni, anche significative, dei propri ricavi. Il ritardo nel pagamento, il venir meno o la diminuzione degli incentivi, anche per ragioni esterne al Gruppo, potrebbe inoltre far sorgere in capo all’Emittente l’obbligo di effettuare contribuzioni, anche di importo significativo, nelle proprie società controllate, così da evitare la violazione dei covenants finanziari e di ulteriori previsioni contenute nei contratti di finanziamento di cui le stesse sono parte.

Il verificarsi degli eventi oggetto di tali rischi, che è considerato dall’Emittente di bassa probabilità di accadimento, potrebbe avere un impatto negativo estremamente significativo sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria dell’Emittente e del Gruppo.

Pagina | 28 Tutti i parchi eolici italiani del Gruppo già in esercizio hanno beneficiato del regime di incentivazione dei c.d. “certifica ti verdi” che ha consentito loro di ottenere un numero di certificati verdi proporzionale all’elettricità generata, venduta poi al GSE ad un prezzo basato su una percentuale del prezzo di mercato dell’elettricità all’ingrosso sul mercato italiano. A seguito di una modifica legislativa approvata nel 2011 ai sensi del D. Lgs. N. 28/2011 e del relativo Decreto Ministeriale del 6 luglio 2012, il regime di incentivazione dei certificati verdi è terminato a partire dal 1° gennaio 2016 e, conseguentemente, i Parchi Eolici che hanno beneficiato del regime di incentivazione dei certificati verdi sono passati, a seguito della stipula di apposita convenzione con il GSE, ad un sistema di tariffe incentivanti per il periodo di vita rimanente del Parco Eolico, compreso tra uno ed otto anni a seconda del Parco.

Rischio prezzo delle commodities

Il Gruppo è esposto primariamente al rischio di volatilità dei prezzi legati all’energia elettrica, ovvero al rischio di prez zo relativo alla variabilità di futuri ricavi da vendite di energia elettrica per effetto dell’oscillazione dei prezzi di vendita d i tale commodity.

In linea generale, la strategia di risk management perseguita dal Gruppo con riferimento alla gestione dei rischi energetici è finalizzata al contenimento della volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell’energia elettrica sulla pr opria marginalità ed alla conseguente stabilizzazione dei relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti di generazione da fonti rinnovabili.

Il Gruppo negozia strumenti derivati su commodity (“commodity swap”) al fine di mitigare il rischio di prezzo attribuibile ad una specifica componente di rischio specifico incorporata nei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta.

L'obiettivo di risk management sottostante è, pertanto, quello di proteggere il valore delle future vendite di energia elettrica da movimenti sfavorevoli della componente di rischio incorporata nei prezzi di vendita contrattualizzati con il proprio parco clienti.

In definitiva, l'obiettivo delle relazioni di copertura designate contabilmente dal Gruppo è quello di fissare il valore della componente di rischio legata ai ricavi da vendite di energia elettrica altamente probabili, attraverso la negoziazione di Commodi ty Swap.

Rischio di credito

La natura dei crediti del Gruppo è riconducibile principalmente ai crediti commerciali derivanti dalla fornitura di energia elettrica ed eventualmente ad operazioni di cessioni di partecipazioni.

In merito alle operazioni di cessione finanziarie la società tratta, di norma, solo con controparti note ed affidabili. Il sa ldo dei crediti viene monitorato nel corso dell’esercizio in modo che l’importo delle esposizioni a perdite non sia significativo .

Tali crediti sono inoltre generalmente assistiti da garanzie collaterali, ed in caso di insolvenza della controparte, il risc hio massimo è pari al valore di iscrizione a bilancio della corrispondente attività.

L’esposizione al rischio di credito è sempre più connessa all’attività commerciale di vendita di energia elettrica; per la natura del mercato l’esposizione è fortemente concentrata verso poche controparti commerciali che possiedono un elevato standing creditizio, le cui posizioni sono oggetto di periodico monitoraggio del rispetto delle condizioni di pagamento.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità si può manifestare con la difficoltà di reperire, a condizioni economiche di mercato, le risorse finanziarie necessarie per far fronte agli impegni contrattualmente previsti. Esso può derivare dall’insufficienza delle risorse dispon ibili per far fronte alle obbligazioni finanziarie nei termini e nelle scadenze prestabiliti in caso di revoca improvvisa delle linee di finanziamento a revoca oppure dalla possibilità che l’azienda debba assolvere alle proprie passività finanziarie prima della loro naturale scadenza.

Il rischio viene mitigato anche attraverso il ricorso al mercato obbligazionario come risulta dalle diverse emissioni di Prestiti Obbligazionari della durata media di 6 anni. A tal proposito si ricorda: i) l’emissione avvenuta in data 19 dicembre 2019 al t asso fisso del 3,125%, rimborsata il 31 gennaio 2025, ii) quella emessa in data 3 novembre 2021 al tasso fisso del 2,25, iii) quella emessa in data 17 maggio 2022 al tasso fisso del 3,5% iv) quella sottoscritta il 12 dicembre 2023 al tasso fisso del 6,75% v) quella sottoscritta l’11 dicembre 2024 al tasso fisso del 4,75% ed infine vi) l’ultima in ordine di tempo sottoscritta il 6 febbraio 2026 al tasso fisso del 4,625%.

Tali emissioni non risentono della volatilità dei tassi di interesse in quanto stipulate ad un tasso fisso.

La Capogruppo dispone in ogni caso di liquidità e di margini disponibili sugli affidamenti bancari adeguati a far fronte a temporanee esigenze di cassa.

Per le società operative, l’attività di gestione finanziaria del Gruppo è accentrata presso Alerion Clean Power S.p.A. che ha negoziato le linee di finanziamento per conto delle proprie consociate nella forma del project financing per far fronte alle necessità finanziarie legate alla realizzazione dei progetti di investimento nel settore della produzione di energia da fonte rinnovabile, in particolare nel settore eolico, nonché linee di credito a breve da primari istituti di credito. La Capogruppo, inoltre, può concedere finanziamenti a società partecipate, a supporto dei piani di sviluppo delle stesse e

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 29 conformemente ai propri obiettivi di ritorno degli investimenti di portafoglio e che sono postergati rispetto al rimborso dei finanziamenti bancari in project financing a medio -lungo termine, ove presenti.

Il rischio di liquidità derivante dai singoli progetti di investimento è governato attraverso il mantenimento di un adeguato livello di disponibilità liquide e/o titoli a breve termine facilmente smobilizzabili nonché di linee di credito a breve. Il Gruppo dispone, inoltre, di margini disponibili sugli affidamenti bancari adeguati a far fronte a temporanee esigenze di cassa ed agli investimenti deliberati nonché al teorico rischio di rientro delle linee di credito a vista, tramite la gestione finanziaria ac centrata di Gruppo.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Il Gruppo utilizza alcuni Indicatori Alternativi di Performance, per (i) monitorare l’andamento economico e finanziario del Gruppo, (ii) anticipare eventuali tendenze del business per poter intraprendere tempestivamente le eventuali azioni correttive e (iii) definire le strategie di investimento e gestionali e la più efficace allocazione delle risorse. Si ritiene che gli Indicatori Alternativi di Performance siano un ulteriore importante parametro per la valutazione della performance del Gruppo, in quanto permettono di monitorare più analiticamente l’andamento economico e finanziario dello stesso. Ai fini di una corretta lettura degli Indicatori Alternativi di Performance presentati nella presente Relazione Semestrale, si segnala che:

• la determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance utilizzati dall’Emittente non è disciplinata dagli IFRS e tali indicatori non devono essere considerati come misure alternative a quelle fornite dai prospetti di bilancio del Gruppo per la valutazione dell’andamento economico del Gruppo e della relativa posizione finanziaria;

• gli Indicatori Alternativi di Performance devono essere letti congiuntamente ai prospetti di bilancio del Gruppo;

• gli Indicatori Alternativi di Performance sono determinati (o ricavati) sulla base dei dati storici del Gruppo, risultanti dai Bilanci, dalla contabilità generale e gestionale, e di elaborazioni effettua te dal management, in accordo con quanto previsto dalle raccomandazioni contenute nel documento predisposto dall’ESMA, n. 1415 del 2015, così come recepite dalla Comunicazione CONSOB n. 0092543 del 3 dicembre 2015.

• gli Indicatori Alternativi di Performance non sono stati assoggettati ad alcuna attività di revisione e non devono essere interpretati come indicatori dell’andamento futuro del Gruppo;

• la modalità di determinazione degli Indicatori Alternativi di Performance, come precedentemente indicato, non è disciplinata dai principi contabili di riferimento per la predisposizione dei bilanci e quindi il criterio applicato dal Gruppo per la relativa determinazione potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi; pertanto gli Indicatori Alternativi di Performance rappresentati dall’Emittente potrebbero non essere comparabili con quelli eventualmente presentati da altri gruppi.

• Il management valuta gli andamenti economico gestionali utilizzando misure che escludono delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale ( special items ), ritenendo che tali misure di performance permettano un’analisi dell’andamento dei business più immediata, assicurando una migliore comparabilità dei risultati. Tali componenti – special items - si riferiscono ad una serie di oneri e proventi che il management valuta non correlati alla gestione industriale e sono declinati rispettivamente al lordo ed al netto dell’effetto fiscale.

Di seguito sono riportati gli indicatori alternativi di performance contenuti nella presente relazione finanziaria semestrale , contestualmente con la riconciliazione dei relativi importi:

I Ricavi Operativi adjusted sono i ricavi operativi, come previsti negli schemi di Bilancio, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);

Gli Altri Ricavi adjusted sono gli Altri ricavi, come previsti negli schemi di Bilancio, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items); Il Margine Operativo Lordo (EBITDA ) è rappresentato dal risultato operativo al lordo degli ammortamenti e svalutazioni. L’EBITDA così definito rappresenta una misura utilizzata dal management per monitorare e valutare l’andamento operativo della stessa.

Pagina | 30 Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) adjusted è il margine operativo lordo, come sopra definito, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items);

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) Proforma adjusted ottenuto sommando il valore pro quota dell’EBITDA delle società in Joint venture più rilevanti all’EBITDA consolidato del Gruppo diminuito dei “Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto” L’EBITDA Margin è un indicatore della performance operativa calcolato rapportando il Margine operativo lordo adjusted e i Ricavi della gestione caratteristica di ogni singolo business;

Il Risultato operativo netto (EBIT) adjusted è il risultato operativo netto, indicato esplicitamente come subtotale negli schemi di Bilancio, al netto delle componenti reddituali significative aventi natura non usuale (special items); L’indebitamento finanziario è determinato in base alle indicazioni dell’ESMA contenute nel paragrafo 175 degli “Orientamenti in materia di obblighi di informativa ai sensi del regolamento sul prospetto” (04/03/2021 | ESMA32 -382-

1138). L’indebitamento finanziario non è identificato come misura contabile nell’ambito degli IFRS.

L’indebitamento finanziario (al netto dei derivati) è calcolato come indebitamento finanziario, escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti.

L’indebitamento finanziario contabile è calcolato come somma delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti, delle attività finanziarie correnti e non correnti, dei crediti finanziari e delle altre attività finanziarie non correnti, delle p assività finanziarie correnti e non correnti, del valore equo degli strumenti finanziari di copertura e delle altre attività finanziarie non correnti, al netto dell’indebitamento finanziario risultante dalle attività destinate ad essere cedute. L’indebitamento finanziario contabile non è identificato come misura contabile nell’ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione applicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.

L’indebitamento finanziario contabile (al netto dei derivati) è calcolato come indebitamento finanziario contabile escluso il valore equo degli strumenti finanziari di copertura correnti e non correnti. Peraltro, si osserva che l’indebitamento finanziario (esclusi derivati) è riportato anche in quanto rilevante ai fini della determinazione dei parametri finanziari come previsto nel regolamento dei prestiti obbligazionari emessi dal Gruppo.

L’indebitamento finanziario Lordo è calcolato come somma delle passività finanziarie correnti e non correnti, del valore equo degli strumenti finanziari. L’indebitamento finanziario contabile non è identificato come misura contabile nell’ambito degli IFRS. Il criterio di determinazione ap plicato da Alerion potrebbe non essere omogeneo con quello adottato da altri gruppi e, pertanto, il saldo ottenuto da Alerion potrebbe non essere comparabile con quello determinato da questi ultimi.

Il Capitale Investito Netto è calcolato come somma algebrica delle Immobilizzazioni e delle Attività e Passività non finanziarie. Gli special item includono componenti reddituali significative aventi natura non usuale. Tra queste sono considerati:

- proventi ed oneri legati ad eventi il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero quelle operazioni che non si ripetono nel consueto svolgimento dell’attività;

- proventi ed oneri legati ad eventi non caratteristici della normale attività del business, quali gli oneri di ristrutturazione e ambientali;

- plusvalenze e minusvalenze legate alla dismissione di asset che non appartengono espressamente a strategie di business messe in atto dal management;

- le svalutazioni significative rilevate sugli asset a seguito degli impairment test;

- i proventi e gli oneri relativi alla quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura.

Nel primo semestre 2026 e nel corrispondente periodo del 2025 non sono stati rilevati special items. In particolare, non si sono manifestati eventi di natura non ricorrente o non caratteristica dell'ordinaria attività del business, non sono state rilevate svalutazioni significative degli asset a seguito degli impairment test, né la voce Proventi (oneri) finanziari include effetti derivanti dall'inefficacia dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura in nessuno dei due periodi a confronto.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 31 Conseguentemente, non essendo stati rilevati special items, i valori adjusted (Ricavi Operativi adjusted, Altri Ricavi adjusted, EBITDA adjusted ed EBIT adjusted) coincidono con i corrispondenti valori risultanti dagli schemi di Bilancio, e in entrambi i periodi non si è reso necessario rilevare alcun effetto fiscale correttivo correlato.

EVENTI SOCIETARI

Si rimanda a quanto descritto nel paragrafo “Fatti di Rilievo avvenuti nel corso dell’esercizio”.

OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE E INFRAGRUPPO

Le informazioni sui rapporti con parti correlate richieste dalla Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 sono presentate nei relativi paragrafi della presente relazione.

In ottemperanza alle comunicazioni Consob del 20 febbraio 1997, del 27 febbraio 1998, del 31 dicembre 1998, del 31 dicembre 2002 e del 27 luglio 2006 nonché del successivo Regolamento Operazioni con Parti Correlate n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive m odifiche, si precisa che non si rilevano operazioni con parti correlate di carattere atipico e inusuale, estranee alla normale gestione d’impresa o tali da arrecare pregiudizio alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.

Termini e condizioni delle transazioni infragruppo Alerion, nell’ambito della propria attività di holding, svolge nei confronti delle imprese del Gruppo il ruolo di coordinamento delle attività amministrative, gestionali, commerciali e di ottimizzazione delle risorse finanziarie.

Nell'ambito di queste attività vengono poste in essere con le imprese controllate e collegate operazioni di prestazione di servizi. Tali rapporti, relativamente alle imprese controllate, vengono eliminati nell’ambito del bilancio consolidato. Esistono, inoltre, rapporti finanziari fra le società del Gruppo. I rapporti intrattenuti con le società controllate e partecipate sono regolati a condizioni di mercato, tenuto conto della natura dei servizi prestati. Tra le transazioni con società controllate o partecipate significative che generano effetti sul bilancio consolidato del Gruppo si segnala l’adesione delle società controllate al regime di tassazione del consolidato fiscale nazionale.

La Capogruppo riveste il ruolo di società consolidante. L’opzione consente alle società del gruppo aderenti di poter compensare i rispettivi risultati fiscali con un evidente beneficio non solo per le società, ma anche per il Gruppo nel suo complesso.

Le società aderenti al consolidato fiscale nazionale hanno sottoscritto un accordo al fine di disciplinare e specificare gli adempimenti, gli obblighi e le responsabilità che reciprocamente conseguono all’adesione a tale regime. In particolare, precise disposizioni sono volte ad assicurare che la partecipazione al consolidato nazionale non comporti svantaggi economici e finanziari per le società consolidate rispetto alla situazione che le medesime società avrebbero ove non avessero aderito a tale regime, oppure se, avendone i requisiti, avessero esercitato l’opzione per la tassazione di gruppo con le proprie controllate.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DEL SEMESTRE E PREVEDIBILE

EVOLUZIONE DELLA GESTIONE

Fatti di rilievo avvenuti dopo il 30 giugno 2026 Non vi sono eventi di rilievo da segnalare dopo il 30 giugno 2026.

Prevedibile evoluzione della gestione Nel corso del secondo semestre 2026 il Gruppo proseguirà le attività di costruzione dei nuovi impianti eolici, fotovoltaici e di accumulo (BESS) in Italia , in Romania e in Spagna. Attualmente sono in costruzione impianti per una capacità complessiva di circa 400 MW, destinati ad ampliare significativamente la capacità produttiva installata del Gruppo, con i primi effetti attesi entro la fine dell’esercizio.

Pagina | 32

ALTRE INFORMAZIONI

Corporate Governance

Il Gruppo Alerion aderisce e si conforma al Codice di Corporate Governance approvato nel Gennaio 2020 dal Comitato per la Corporate Governance e promosso da Borsa Italiana S.p.A., con le integrazioni e gli adeguamenti conseguenti alle caratteristiche del Gruppo.

La “Relazione sul Governo Societario e sugli Assetti Proprietari” contiene una descrizione generale del sistema di corporate governance adottato dal Gruppo e riporta le informazioni sugli assetti proprietari e sull’adesione al Codice di Autodisciplina, ivi incluse le principali pratiche di governance applicate e le caratteristiche del sistema di gestione dei rischi e di controllo interno in relazione al processo di informativa finanziaria. La suddetta Relazione è disponibile sul si to internet www.alerion.it.

Distribuzione dividendi

Si segnala che l’Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 23 aprile 2026, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 6 maggio 2026 con stacco in data 4 maggio 2026 della cedola n. 15, tramite l’utilizzo parziale di riserve, di euro 0,61 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 32,7 milioni di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall’Assemblea.

Attività di direzione e coordinamento Si ricorda che a far data dal 7 maggio 2021 è venuta meno l’attività di direzione e coordinamento ex art. 2497 e ss. del Codice Civile da parte di Fri -El Green Power S.p.A. che, continuerà, pertanto, a esercitare le prerogative di azionista di controllo della Società.

Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario Si segnala che la Società è esente dagli obblighi derivanti dal decreto legislativo 30 dicembre 2016, n. 254 che ha attuato nel nostro ordinamento la direttiva 2014/95/UE in materia di informazioni non finanziarie e di informazioni sulla diversità, in quanto, a livello individuale e a livello consolidato, il numero medio di dipendenti risulta inferiore a 500, non rientrando pertanto per dimensione tra le società di interesse pubblico quotate, banche e imprese di assicurazione soggette all’obbligo di rediger e e pubblicare una dichiarazione, di natura individuale o consolidata, che contenga una serie di informazioni relative ai temi ambientali, sociali, attinenti al personale, al rispetto dei diritti umani, alla lotta contro l a corruzione attiva e passiva.

Azioni proprie e azioni di società controllanti Si informa che al 30 giugno 2026 la Società detiene n. 568.010 azioni proprie. Il numero è diminuito rispetto alla chiusura del 2025 ed è corrispondente all’ 1,0462% del capitale sociale. Nell’ambito dell’autorizzazione all’acquisto deliberata dall’Assemblea degli Azionisti in data 23 aprile 2026, alla data del 30 luglio 2026 non sono state acquistate ulteriori azioni proprie.

Partecipazioni detenute da amministratori, sindaci, direttore generale e dirigenti con responsabilità

strategiche

A seguito della delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, che ha abrogato l’allegato 3C, le informazioni relative alle partecipazioni detenute dagli organi di amministrazione e controllo, dai direttori generali e dai dirigenti con responsabilità strategiche, sono contenute nella Relazione sulla Remunerazione, ex art. 123 ter T.U.F.

Esercizio dell’opzione di deroga rispetto agli obblighi informativi in occasione di operazioni straordinarie significative Si segnala che il Consiglio di amministrazione di Alerion Clean Power S.p.A. in data 30 gennaio 2013 ha deliberato di avvalersi della facoltà di derogare agli obblighi di pubblicazione dei documenti informativi prescritti in occasione di

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 33 operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizioni e cessioni.

Informazioni attinenti al personale I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2026 risultano pari a 220 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

Consistenza al

31.12.2025 Incrementi Decrementi Consistenza al

30.06.2026 Consistenza

media del

periodo

Dirigenti 6 0 0 6 6 Quadri e Impiegati 120 18 (21) 117 114 Operai 88 22 (13) 97 96 Totale dipendenti 214 40 (34) 220 216

Di seguito si forniscono le informazioni relative all’età media del personale ed alla sua formazione:

Età media Laureati Al 31.12.2025 Al 30.06.2026 Al 31.12.2025 Al 30.06.2026 Dirigenti 48 49 6 6 Quadri e Impiegati 39 40 78 82 Operai 33 34 0 0 Media 36,5 37,6 84 88

Sedi secondarie

Alerion Clean Power S.p.A. ha sede legale a Milano, in via Renato Fucini 4 ed una sede secondaria a Potenza (PZ), in via del Gallitello 221.

- Si segnala che in data 15 marzo 2022 si è proceduto all’apertura di un’ulteriore Unità Locale della società controllata Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. sita a Bolzano (BZ) in via Museo nr. 33.

- Si segnala che a far data dal 1° agosto 2022 la società ha trasferito la propria sede legale e i propri uffici in Via Renato Fucini 4 – 20133 Milano.

Pagina | 34

BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE

ABBREVIATO

2026

Bilancio consolidato semestrale abbreviato

Prospetti contabili consolidati 35 Note Esplicative 42 Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato 100 Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato 101

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 35

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE -FINANZIARIA

CONSOLIDATA SEMESTRALE

ATTIVITÀ

(valori in Euro migliaia) Note 30.06.2026 di cui

Parti

correlate

31.12.2025 di cui

Parti

correlate

ATTIVITA' NON CORRENTI:

Attività immateriali 4 289.652 288.515 Attività materiali (immobili, impianti e macchinari) 5 786.528 695.753 Partecipazioni in joint venture ed imprese collegate 6 69.847 71.808 Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti 18 65.116 54.456 32.973 26.619 Crediti non correnti per strumenti derivati 23 1.822 2.024 Crediti vari e altre attività non correnti 7 3.097 3.135 Attività per imposte anticipate 33 28.372 24.634

TOTALE ATTIVITA' NON CORRENTI 1.244.434 1.118.842

ATTIVITA' CORRENTI:

Rimanenze 8 18.413 18.897 Crediti commerciali 9 19.898 10.237 15.747 8.362 Crediti tributari 10 1.649 97 3.376 34 Crediti vari e altre attività correnti 11 80.047 1.905 68.196 740 Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti 19 84.110 6.924 81.371 6.811 Crediti correnti per strumenti derivati 23 1.874 1.159 Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti 20 311.077 343.971

TOTALE ATTIVITA' CORRENTI 517.068 532.717

TOTALE ATTIVITA' 1.761.502 1.651.559

Pagina | 36

PROSPETTO DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE -FINANZIARIA

CONSOLIDATA SEMESTRALE

PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO

(valori in Euro migliaia) Note 30.06.2026 di cui

Parti

correlate 31.12.2025 di cui

Parti

correlate

PATRIMONIO NETTO DI PERTINENZA DEL GRUPPO 16 392.190 426.018

PATRIMONIO NETTO DI PERTINENZA DI TERZI 16 6.816 6.628

PASSIVITA' NON CORRENTI:

Passività finanziarie non correnti 21 1.073.344 20.779 954.729 22.279 Debiti non correnti per strumenti derivati 23 118 114 TFR ed altri fondi relativi al personale 24 1.926 1.730 Fondo imposte differite 33 46.417 45.944 Fondi per rischi ed oneri futuri 25 6.681 7.060 Debiti vari ed altre passività non correnti 12 17.710 18.817

TOTALE PASSIVITA' NON CORRENTI 1.146.196 1.028.394

PASSIVITA' CORRENTI:

Passività finanziarie correnti 22 68.114 465 69.973 213 Debiti correnti per strumenti derivati 23 417 262 Debiti commerciali correnti 13 97.180 2.323 69.056 1.925 Debiti tributari 14 38.313 4.460 36.767 4.480 Debiti vari ed altre passività correnti 15 12.276 369 14.461 304

TOTALE PASSIVITA' CORRENTI 216.300 190.519

TOTALE PASSIVITA' 1.362.496 1.218.913

TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA' 1.761.502 1.651.559

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 37

CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO SEMESTRALE

(valori in Euro migliaia) Note I Semestre 2026 di cui

Parti

correlate I Semestre 2025 di cui

Parti

correlate

Vendite energia elettrica 68.556 9.204 59.225 21.441 Ricavi da tariffa incentivante 4.563 7.073 Ricavi Operativi 27 73.119 66.298 Altri ricavi e proventi diversi 28 10.277 4.157 11.337 3.755 Totale Ricavi 83.396 77.635

Costi operativi

Costi del personale 7.532 8.041 Altri costi operativi 22.996 1.865 18.610 1.744 Accantonamenti per rischi 117 136 Totale Costi operativi 29 30.645 26.787 Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 965 951 Ammortamenti 26.293 26.313 Totale ammortamenti e svalutazioni 30 26.293 26.313

RISULTATO OPERATIVO 27.423 25.486

Proventi finanziari 5.721 5.582 Oneri finanziari (23.111) (22.426) Proventi (oneri) finanziari 31 (17.390) (474) (16.844) (539) Proventi (oneri) da partecipazioni ed altre attività finanziarie 32 959 959 1.026 763

RISULTATO ANTE IMPOSTE 10.992 9.668

Correnti (6.612) (4.107) Differite 2.108 269 Imposte di periodo 33 (4.504) (3.838)

RISULTATO NETTO DEL PERIODO 6.488 5.830

Attribuibile a:

Soci della Controllante 34 6.111 5.245 Interessenze di pertinenza di terzi 377 585

RISULTATO PER AZIONE

(ammontari in € per azione)

Base, per risultato netto del periodo attribuibile agli azionisti ordinari della capogruppo 0,11 0, 10

RISULTATO PER AZIONE DA ATTIVITA' DI

FUNZIONAMENTO

Base, per risultato netto del periodo derivante dall'attività di funzionamento attribuibile agli azionisti ordinari della capogruppo 0,11 0, 10

Pagina | 38

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO SEMESTRALE

(valori in Euro migliaia) I

Semestre

2026 I

Semestre

2025

RISULTATO NETTO DI PERIODO (A) 6.488 5.830

Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge 349 9.327 Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge (102) (2.606) Utili/(perdite) da valutazione a fair value degli strumenti in Cash flow hedge relativa a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 25 23 Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge relativo a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto (6) (6) Utili/(perdite) da valutazione a fair value di attività finanziarie valutate al fair value rilevato tra le altre componenti di conto economico complessivo (172) 1.334 Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da valutazione a fair value di attività finanziarie valutate al fair value rilevato tra le altre componenti di conto economico complessivo 48

(372)

Utili/(perdite) da differenze di cambio da conversione di bilanci in moneta diversa dall'euro (9.669) (4.633) Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da differenze di cambio da conversione di bilanci in moneta diversa dall'euro 1.265 825 Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b1) (8.262) 3.892

Utili/(perdite) attuariali da piani a benefici definiti rilevati in conformità con lo IAS 19 (128) (62) Effetto fiscale relativo agli Utili/(perdite) attuariali (IAS 19) 35 17 Totale Altri utili/(perdite) complessivi che non saranno successivamente riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale (b2) (93) (45)

Totale Altri utili/(perdite) complessivi al netto dell'effetto fiscale (b1) + (b2) =

(B) (8.355) 3.847

TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO (A) + (B) (1.867) 9.677

Attribuibile ai Soci della Controllante (2.244) 9.092 Attribuibile a Interessenze di pertinenza di terzi 377 585

TOTALE UTILE/(PERDITA) COMPLESSIVO (1.867) 9.677

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 39

RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO SEMESTRALE

(valori in Euro migliaia) Note I Semestre 2026 di cui

Parti

correlate I Semestre 2025 di cui

Parti

correlate

A. Flussi finanziari dell'attività operativa Utile (perdita) del periodo attribuibile a:

Soci della Controllante 6.111 5.245 Interessenze di pertinenz a di terzi 377 585

Rettifiche per:

Ammortamenti e svalutazioni 30 26.293 26.313 (Proventi) / Oneri finanziari e da partecipazioni 31 32 16.431 15.818 Imposte correnti del periodo 33 6.612 4.107 Variazione delle part.ni valutate con il metodo del patrimonio netto (965) (951) Pagamenti basati su azioni 100 143 Incremento (decremento) fondo trattamento di fine rapporto 24 67 129 Incremento (decremento) fondo rischi ed oneri 25 (443) (469) Incremento (decremento) imposte differite 33 (2.018) (259) Totale flussi finanziari da gestione corrente 52.565 50.661 (Incremento) decremento delle rimanenze 8 484 (1.239) (Incremento) decremento dei crediti commerciali ed altre attività 9 10 11 (13.074) (3.040) 5.558 2.259 Incremento (decremento) dei debiti commerciali ed altre passività 13 14 15 (4.683) 442 (17.403) (4.634) Imposte sul reddito corrisposte 33 (1.756 ) (535) Totale flussi finanziari da variazione circolante (19.029) (13.619) Totale flussi finanziari da attività operativa 33.536 37.042 B. Flussi finanziari da attività di investimento (Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni immateriali 4 (9.882) (26.573) (Investimenti) disinvestimenti in immobilizzazioni materiali 5 (108.480) (37.315) Variazione debiti relativi all’attività di investimento 23.873 6.635 Dividendi incassati da part.ni valutate con il metodo del patrimonio netto 6 1.642 4.310 Totale flussi finanziari da attività di investimento (92.847) (52.943) C. Flussi finanziari da attività di finanziamento Variazione netta dei debiti /crediti finanziari 18 19 21 22 (36.525) (25.336) Variazione netta delle passività per Lease 21 22 (46) (17) Variazione netta degli strumenti derivati 23 0 101 (Decremento) debiti vs. banche 21 22 (17.446) (32.309) Incremento debiti vs. banche 21 22 33.714 44.222 Incremento (decremento) debiti vs. obbligazionisti 22 23 96.709 (182.500) Corrispettivo derivante dall'aumento di capitale sociale 16 1.590 0 Dividendi corrisposti 16 (32.873) (32.777) Oneri finanziari netti corrisposti 31 (18.971) (17.412) Totale flussi finanziari da attività di finanziamento 26.152 (246.028) D. Flussi finanziari del periodo (A+B+C) (33.159) (261.929) E. Disponibilità liquide all'inizio del periodo 20 343.971 515.871 Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti 265 206 F. Disponibilità liquide alla fine del periodo (D+E) 20 311.077 254.148

Pagina | 40

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO

CONSOLIDATO SEMESTRALE

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO

Periodo di 6 mesi chiuso al 30 giugno 2026

Capitale

sociale Riserva

azioni

proprie Riserva

sovrappre

zzo Riserve di risultato Riserva di

Cash flow

hedge

Patrimoni

o netto

attribuibil

e ai Soci

della

controllan

te

Interesse

nze di

pertinenz

a di terzi Totale

patrimoni

o netto

Saldo al 01 gennaio 2026 161.137 (15.899) 21.400 257.054 2.326 426.018 6.628 432.646 Risultato netto del periodo 0 0 0 6.111 0 6.111 377 6.488 Altri utili (perdite) complessivi 0 0 0 (8.621) 247 (8.374) 0 (8.374) Altri utili (perdite) complessivi da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 0 0 0 0 19 19 0 19

Totale Utile/(perdita)

complessiva 0 0 0 (2.510) 266 (2.244) 377 (1.867) Dividendi accertati e/o distribuiti 0 0 0 (32.733) 0 (32.733) (189) (32.922) Assegnazione di azioni proprie 0 1.075 0 (1.075) 0 0 0 0 Riserva piani di incentivazione basati su azioni 0 0 0 100 0 100 0 100 Aumento di capitale 189 0 1.402 (466) 0 1.125 0 1.125 Altre variazioni 0 0 0 (76) 0 (76) 0 (76) Saldo al 30 giugno 2026 161.326 (14.824) 22.802 220.294 2.592 392.190 6.816 399.006

Per le informazioni relative alle singole voci si veda la nota “16” “Patrimonio Netto”.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 41

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO CONSOLIDATO

Periodo di 6 mesi chiuso al 30 giugno 2025

Capitale

sociale Riserva

azioni

proprie Riserva

sovrappre

zzo Riserve

di

risultato Riserva

di Cash

flow

hedge

Patrimoni

o netto

attribuibi

le ai Soci

della

controlla

nte

Interesse

nze di

pertinenz

a di terzi Totale

patrimon

io netto

Saldo al 01 gennaio 2025 161.137 (16.602) 21.400 203.255 (2.470) 366.720 5.938 372.658 Risultato netto del periodo 0 0 0 5.245 0 5.245 585 5.830 Altri utili (perdite) complessivi 0 0 0 (2.891) 6.721 3.830 0 3.830 Altri utili (perdite) complessivi da partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 0 0 0 0 17 17 0 17

Totale Utile/(perdita)

complessiva 0 0 0 2.354 6.738 9.092 585 9.677 Dividendi accertati e/o distribuiti 0 0 0 (32.690) 0 (32.690) (122) (32.812) Assegnazione di azioni proprie 0 703 0 (703) 0 0 0 0 Riserva piani di incentivazione basati su azioni 0 0 0 143 0 143 0 143 Altre variazioni 0 0 0 (443) 0 (443) 258 (185) Saldo al 30 giugno 2025 161.137 (15.899) 21.400 171.916 4.268 342.822 6.659 349.481

Pagina | 42

NOTE ESPLICATIVE

1. INFORMAZIONI SOCIETARIE

La capogruppo Alerion Clean Power S.p.A. (di seguito “Capogruppo” o “Alerion”) è un ente giuridico organizzato secondo l’ordinamento della Repubblica Italiana. Le azioni ordinarie di Alerion sono quotate sul circuito telematico della Borsa di Milano – (EURONEXT Milan). La sede del gruppo Alerion (di seguito “Gruppo Alerion” o “Gruppo”) è a Milano in via Renato Fucini 4.

Il presente bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto secondo lo IAS 34 con le integrazioni di informativa ritenute utili per una più chiara comprensione della situazione economica, patrimoniale e finanziaria relativa al primo semestre 2026. Per tale motivo il presente bilancio non comprende tutte le informazioni integrative richieste nel bilancio annuale e deve essere letto congiuntamente con il bilancio consolidato del Gruppo al 31 dicembre 2025.

Il Gruppo opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, in particolare nel settore eolico ed in quello fotovoltaico.

La pubblicazione del bilancio consolidato abbreviato al 30 giugno 20 26 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 30 luglio 20 26.

2. CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio consolidato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di particolari fenomeni in maniera significativa ed essendo la produzione di energia elettrica un‘attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell’operatività .

Si segnala che taluni processi valutativi, in particolare quelli più complessi quali la determinazione di eventuali perdite di valore di attività non correnti, sono generalmente effettuati in modo completo solo in sede di predisposizione del bilancio annuale, allorquando sono disponibili tutte le informazioni necessarie, salvo il caso in cui vi siano indicatori di impairment che richiedano una immediata valutazione di eventuali perdite di valore.

I prospetti di bilancio sono redatti secondo le seguenti modalità:

- Nel prospetto della situazione patrimoniale -finanziaria consolidata sono esposte separatamente le attività correnti e non correnti e le passività correnti e non correnti.

- Nel Conto economico l’analisi dei costi è effettuata in base alla natura degli stessi, in quanto il Gruppo ha ritenuto tale forma più rappresentativa rispetto alla presentazione dei costi per destinazione.

- Il Rendiconto finanziario è stato redatto utilizzando il metodo indiretto.

Si precisa che in riferimento a quanto richiesto dalla Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006 in merito ai prospetti di bilancio sono stati inseriti specifici schemi supplementari con evidenza dei rapporti significativi con “Parti correlate”.

I valori esposti nei prospetti contabili e nelle note illustrative, laddove non diversamente indicato, sono espressi in migliaia di euro.

2.1 VALUTAZIONI DISCREZIONALI E STIME CONTABILI SIGNIFICATIVE

La redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato richiede l’effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull’informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data del bilancio. I risultati a consuntivo potrebbero differire dalle stime effettuate che si basano su dati che riflettono lo stato attuale delle informazioni disponibili. Le stime sono utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi su crediti, svaluta zioni di attivo, imposte correnti e differite, altri accantonamenti e fondi. Le stime e le assunzioni sono riviste

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 43 periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono rifless i immediatamente a conto economico. Per una più ampia descrizione dei processi valutativi più rilevanti per il Gruppo, si rinvia al capitolo “Valutazioni discrezionali e stime contabili significative” del Bilancio consolidato al 31 dicembre 2025.

In merito alla valutazione delle attività finanziarie ed alla determinazione delle perdite attese sulle stesse, in ragione della natura delle attività finanziarie detenute dal Gruppo relative principalmente a disponibilità liquide, crediti verso il Gestore dei Servizi Energetici per il riconoscimento della tariffa incentivante e crediti verso l’Erario per IVA, non si rilevano particolari rischi derivanti dalle incertezze sopra definite.

Il bilancio consolidato semestrale abbreviato è redatto sul presupposto della continuità aziendale. Il Gruppo, infatti, ha valutato che, pur nel contesto di generale incertezza e volatilità dei mercati finanziari connesso sia in considerazione del perduran te conflitto tra Ucraina e Russia che ha ulteriormente aumento il livello di incertezza sui mercati internazionali che delle dinamiche geopolitiche attualmente in corso, non sussistono significative incertezze (come definite dal par. 24 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale, non avendo la gestione operativa del Gruppo risentito di tali fenomeni ed essendo la produzione di energia elettrica un‘attività di pubblica utilità, per tale motivo non soggetta a riduzione dell’operatività.

*** I principi contabili adottati nella redazione della Relazione finanziaria semestrale consolidata sono conformi con quelli utilizzati per la redazione del bilancio annuale del Gruppo per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2025 ad eccezione dei principi conta bili, emendamenti e interpretazioni che sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2026, descritti in seguito.

Pagina | 44

2.2 MODIFICHE E NUOVI PRINCIPI ED INTERPRETAZIONI

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS PUBBLICATI DALLO

IASB ED OMOLOGATI DALL’UE CHE SONO APPLICABILI OBBLIGATORIAMENTE A PARTIRE DAI BILANCI DEGLI ESERCIZI CHE INIZIANO IL 1° GENNAIO 2026

Titolo documento Data emissione Data di entrata in vigore Data di omologazione Regolamento UE e

data di

pubblicazione

Modifica alla classificazione e valutazione degli strumenti

finanziari

(Modifiche all’IFRS 9 e IFRS 7) maggio 2024 1° gennaio 2026 27 maggio 2025 (EU) 2025/1047 28 maggio 2025 Contratti collegati all'energia elettrica dipendente dalla natura (Modifiche all'IFRS 9 e all'IFRS 7) dicembre 2024 1° gennaio 2026 30 giugno 2025 (EU) 2025/1266 1° luglio 2025 Ciclo annuale di miglioramenti ai principi contabili IFRS - Volume 11 (modifiche allo IAS 7 e all’IFRS 1, 7, 9, 10) luglio 2024 1° gennaio 2026 9 luglio 2025 (EU) 2025/1331 10 luglio 2025

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS PUBBLICATI DALLO IASB ED OMOLOGATI DALL’UE CHE SONO APPLICABILI AI BILANCI DEGLI ESERCIZI

CHE INIZIANO DOPO IL 1° GENNAIO 2026

Documenti omologati dall’UE al 30 giugno 2026

Titolo documento Data emissione Data di entrata in vigore Data di omologazione Regolamento UE e

data di

pubblicazione

IFRS 18 Presentazione e informazioni integrative nel bilancio aprile 2024 1° gennaio 2027 13 febbraio 2026 (EU) 2026/338 16 febbraio 2026

L’IFRS 18 Presentazione e informativa di bilancio sostituirà lo IAS 1 Presentazione del bilancio e si applicherà a partire dagli esercizi che hanno inizio dal 1° gennaio 2027.

L’applicazione anticipata del nuovo principio è consentita, ma il Gruppo ha deciso di non adottarlo anticipatamente per la preparazione del presente bilancio consolidato intermedio sintetico. L’IFRS 18 prevede una nuova struttura del prospetto del conto economico e una maggiore disaggregazione delle informazioni. Il Gruppo attualmente sta valutando l'impatto stimato che l'applicazione iniziale dell'IFRS 18 avrà sul bilancio consolidato.

Gli impatti effettivi derivanti dalla prima applicazione del principio al 1° gennaio 2027 potrebbero differire in quanto il Gruppo non ha ancora completato la valutazione e l’implementazione delle modifiche ai processi e al sistema di controllo interno. Struttura del prospetto dell’utile/(perdita) d’esercizio L’IFRS 18 prevede che le entità classifichino tutte le voci di ricavi e costi nelle seguenti cinque categorie del prospetto del conto economico: ricavi e costi operativi, investimenti, finanziamenti, attività operative cessate e imposte sul reddito. La classificazione dei ricavi e dei costi riflette le attività aziendali principali dell’entità.

L’adozione dell’IFRS 18 non modificherà il risultato dell’esercizio né il patrimonio netto del Gruppo, ma comporterà modifiche alla struttura del prospetto del conto economico e alla presentazione delle informazioni di bilancio. L’IFRS 18 consente la classificazione e la presentazione dei costi operativi per natura, per destinazione o mediante un approccio misto. Il Gruppo sta valutando la classificazione e la presentazione che fornisce la sintesi strutturata più utile dei costi o perativi.

Indici di misurazione della performance definiti dalla direzione aziendale L'IFRS 18 introduce specifiche informazioni integrative sugli indicatori di performance definiti dalla direzione aziendale (Management Performance Measures – MPM). Il Gruppo sta valutando i relativi impatti informativi.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 45

Modalità di aggregazione e disaggregazione L'IFRS 18 introduce criteri più stringenti per l'aggregazione e la disaggregazione delle informazioni di bilancio. Il Gruppo sta valutando i relativi impatti sulla presentazione e sull'informativa. Modifiche conseguenti L’IFRS 18 introduce modifiche conseguenti allo IAS 7 che richiedono alle entità di utilizzare il nuovo subtotale dell’utile operativo quale punto di partenza per la determinazione dei flussi finanziari operativi con il metodo indiretto nel rendiconto finanziario. Attualmente il Gruppo utilizza l’utile del periodo quale punto di partenza per la riconciliazione dei flussi finanziari derivanti dall’attività operativa. Il Gruppo sta valutando i relativi impatti sulla presentazione del rendiconto finanziario.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS NON ANCORA

OMOLOGATI DALL’UNIONE EUROPEA

Documenti non ancora omologati dall’UE al 30 giugno 2026

Titolo documento Data

emissione

da parte

dello IASB Data di entrata in vigore del documento IASB Data di prevista

omologazione

da parte dell’UE

Standards

IFRS 14 Regulatory deferral accounts gennaio 2014 1° gennaio 2016 Processo di omologazione sospeso in attesa del nuovo principio contabile sui “rate -regulated activities”.

IFRS 19 Entità controllate senza ‘public accountability’: informazioni integrative maggio 2024 1° gennaio 2027 Q3/Q4 2026 IFRS 20 Regulatory Assets and Regulatory Liabilities maggio 2026 1° gennaio 2029 TBD

Amendments

Sale or contribution of assets between an investor and its associate or joint venture (Amendments to IFRS 10 and IAS

28) settembre

2014 È possibile l’adozione

facoltativa/data di

entrata in vigore rimandata a tempo indefinito Processo di omologazione sospeso in attesa della conclusione del progetto IASB sull’equity method Amendments to IFRS 19 Subsidiaries without public accountability: disclosures agosto 2025 1° gennaio 2027 Q3/Q4 2026 Translation to a hyperinflationary

presentation currency

(Amendments to IAS 21) novembre 2025 1° gennaio 2027 Q4 2026 Disclosures about Uncertainties in the Financial Statements (Amendments to Illustrative Examples on IFRS 7, IFRS 18, IAS 1, IAS 8, IAS 36 and IAS 37) novembre 2025 n/a Le modifiche si riferiscono al materiale che accompagna principi contabili (es. guida implementativa, esempi illustrativi) senza esserne parte integrante e, pertanto, non saranno oggetto di omologazione da

parte dell’UE

Amendments to the fair value option for investments in associates and joint ventures (Amendments to IAS 28) giugno 2026 1° gennaio 2027 TBD

Pagina | 46

3. AREA DI CONSOLIDAMENTO

Si segnala la variazione del perimetro di consolidamento rispetto al 31 dicembre 2025 per effetto delle seguenti

operazioni:

ITALIA

- Sirio Rinnovabili S.r.l.: in data 2 4 aprile 2026 il gruppo ha perfezionato acquisizione del 100% delle quote della società; la società è controllata al 100% da Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l .

Si riportano di seguito i valori delle valute del Gruppo al 30 giugno 2026:

I Semestre

2026 al 30 giugno 2026 I Semestre 2025 al 31 dicembre

2025

Medi Puntuali Medi Puntuali RON Nuovo Leu - (Romania) 5,1425 5,2439 5,0041 5,0968 Nuovo Lev Bulgaria n.d. n.d. 1,9558 1,9558 Sterlina britannica 0,8672 0,8618 0,8423 0,8726

Conversione dei bilanci in valuta Nel Bilancio consolidato i proventi, i costi, le attività e le passività sono espressi in euro, che rappresenta la valuta di presentazione della Capogruppo.

Ai fini della predisposizione del Bilancio consolidato, i bilanci delle società consolidate con valuta funzionale diversa da quella di presentazione del Bilancio consolidato, sono convertiti in euro applicando alle attività e passività, inclusi l’avviamento e le rettifiche effettuate in sede di consolidamento, il tasso di cambio in essere alla data di chiusura dell’esercizio e alle voci di Conto economico il cambio medio dell’esercizio a condizione che approssimi i tassi di cambio in essere alla data delle rispettive operazioni.

Le relative differenze di cambio sono rilevate direttamente a patrimonio netto e sono esposte separatamente in un’apposita riserva dello stesso; tale riserva è riversata proporzionalmente a Conto economico al momento della cessione (parziale o totale) della part ecipazione.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 47

Nella tabella seguente si riporta l’area di consolidamento al 30 giugno 2026.

Denominazione Sede Capitale

sociale

(/000) % di possesso

diretto indiretto Impresa diretta

detentrice della

partecipazione

indiretta

diretto indiretto

Società controllate consolidate secondo il metodo integrale

- Alerion Clean Power S.p.A. Milano - Via Renato Fucini 4 161.137 -

- Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione Milano - Via Renato Fucini 4 90 100,00

- Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 100 100,00

- Alerion Bioenergy S.r.l. in liquidazione Milano - Via Renato Fucini 4 10 100,00

- Fri-el Albareto S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10 100,00

- Green Energy Sardegna S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10 100,00

- Alerion Spain S.L. Calle Angli, 31 – 08017 Barcelona, Spagna 100 51,00

- Comiolica SLU Calle Angli, 31 – 08017 Barcelona, Spagna 2.500 100,00 Alerion Spain S.L.

- Alerion Iberia SL Calle Angli, 31 – 08017 Barcelona, Spagna 50 100,00

- Fri-el Campidano S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 100 100,00

- Fri-El Anglona S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 100 90,00

- FW Holding S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 100 100,00

- Fri-el Ricigliano S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10 100,00 FW Holding S.r.l.

- Fri-el Grottole S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 50 100,00 FW Holding S.r.l.

- Anemos wind S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 50 100,00

- Ordona Energia S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 435 100,00

- Callari S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 1.000 100,00

- Minerva S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 14 100,00

- Eolo S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 750 100,00

- Parco Eolico Licodia Eubea S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 100 80,00

- Dotto S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10 100,00

- Wind Power Sud S.r.l Milano - Via Renato Fucini 4 10 100,00

- Renergy San Marco S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 108 100,00

- Krupen Wind S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10 100,00

Pagina | 48 Denominazione Sede Capitale

sociale

(/000) % di possesso

diretto indiretto Impresa diretta

detentrice della

partecipazione

indiretta

- Fucini4 S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10 100,00

- Auseu -Borod Wind Farm S.r.l.

in liquidazione Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County 0,2 RON 100,00 Alerion Romania S.A.

- Alerion Romania S.A. in liquidazione Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County 100 RON 95,00 5,00 Alerion Bioenergy S.r.l. in

liquidazione

- Draghiescu Partners S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 0,3 RON 100,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

- Alerion Bulgaria OOD Sofia - 6th Septemvri Str., 6A, Sredetz Region 46 92,50

- Wind Energy OOD Sofia - 6th Septemvri Str., 6A 1.214 51,00 Krupen Wind S.r.l.

- Wind Stream OOD Sofia - 6th Septemvri Str., 6A 1.185 51,00 Krupen Wind S.r.l.

- Wind Systems OOD Sofia - 6th Septemvri Str., 6A 1.171 51,00 Krupen Wind S.r.l.

- Wind Power 2 OOD Sofia - 6th Septemvri Str., 6A 1.182 51,00 Krupen Wind S.r.l.

- Alerion Energy RO S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 10 RON 100,00

- Alerion Renewable RO S.r.l. Bucarest, Strada Popa Petre n. 5, Corpo B, Piano 4, Ufficio 411, Settore 2 75.770 RON 51,00

- Fravort S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Tremalzo S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Green Fotovoltaic Parc S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Solar Live Energy S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Inspire Parc Solar S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Conti Green Projects S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 4,2 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Cevedale S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Cavignon S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Presenella S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Vermiglio S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Vigolana S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Alerion RO Todiresti S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 50 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Fradusta S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Renewable RO S.r.l.

- Litegosa S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Renewable RO S.r.l.

- Brunale S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 1 100,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

- Lagorai S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Renewable RO S.r.l.

- Rienza S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Renewable RO S.r.l.

- Passirio S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Renewable RO S.r.l.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 49 Denominazione Sede Capitale

sociale

(/000) % di possesso

diretto indiretto Impresa diretta

detentrice della

partecipazione

indiretta

- Plose S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Alerion Investments S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10 100,00

- Alerion UK Ltd. Liverpool, Gateway House, Old Hall Road, Bromborough, Wirral, Regno Unito 0,001 GBP 100,00

- Alerion Service S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 100 100,00

- Alerion Seddanus S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10 100,00

- Fri-El Guardionara S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10 100,00

- Fri-El Anzi S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 50 100,00

- Ambiez S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Sass Maor S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Alerion Service RO S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 10 100,00 Alerion Service S.r.l.

- Bisalta S.r.l. Timisoara, Piata Victoriei nr.7, camera 3, scara D, etaj 6, apartament 21, Judetul Timis 0,5 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Alerion Ireland Ltd. Cork (IE), Waterfront, 1 Horgans's Quay, Ufficio 428, T23 PPT8 0,001 100,00

- Alerion Racari S.r.l. Bucarest, Strada Popa Petre n. 5, Corpo A, Piano 5, Ufficio 513, Settore 2 4,5 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Fri-el Solar S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10,000 100,00

- Aresol S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10,000 100,00 Fri-el Solar S.r.l.

- Ecosolis S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10,000 100,00 Fri-el Solar S.r.l.

- Wind Energy Galati S.r.l. Bucarest, Strada Popa Petre n. 5, Corpo A, Piano 5, Ufficio 506, Settore 2 4,5 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Pasubio S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Agira S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10,000 100,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

- Alerion S. Agata S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10,000 100,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

- Alerion Gavorrano S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10,000 100,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

- Conti Energie Verde S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 60RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Energo Windprod S.r.l. Municipio Constanta, Via Zorelelor n.79, Stanza n.3, Piano P, Distretto Constanta 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Vulturu Power Park S.r.l. Municipio Constanta, Via Zorelelor n.75, Stanza n.7, Piano P, Distretto Constanta 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Vulturu Wind Farm S.r.l. Municipio Constanta, Via Zorelelor n.79, Stanza n.3, Piano P, Distretto Constanta 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Vaslui Wind S.r.l. Bucuresti Sectorul 1, Calea FLOREASCA, Nr. 175, PARTEA B, Etaj 3 4,5 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Alerion Arlena S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10,000 100,00

- New Energy PV S.r.l. Bucarest, Via Floreasca, nr 175, Parte B, piano 11, Settore 1 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Alerion San Marco S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10,000 100,00

- Eolo Energie Bivona S.r.l. Palermo - Piazza Castelnuovo 12 10,000 100,00

- Masseria Ciminiera S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10,000 100,00

Pagina | 50 Denominazione Sede Capitale

sociale

(/000) % di possesso

diretto indiretto Impresa diretta

detentrice della

partecipazione

indiretta

- Licodia Eubea Solar S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10,000 100,00

- Bastia Nuova S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10,000 100,00

- Alerion Clean Power RO S.r.l. Bucarest, Calea Floreasca n. 175, Parte B, Piano 3, Settore 1 34,700

RON 100,00

- PV Solar 1 S.r.l. Bucarest, Settore 1, Calea Floreasca nr. 175, Floreasca Tower, Parte B, cam. 5, frazione B3, Piano 1, appartamento 11 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- PV Solar 2 S.r.l. Bucarest, Settore 1, Calea Floreasca nr. 175, Floreasca Tower, Parte B, cam. 5, frazione B3, Piano 1, appartamento 11 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- PV Solar 3 S.r.l. Bucarest, Settore 1, Calea Floreasca nr. 175, Floreasca Tower, Parte B, cam. 5, frazione B3, Piano 1, appartamento 11 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- PV Solar 4 S.r.l. Bucarest, Settore 1, Calea Floreasca nr. 175, Floreasca Tower, Parte B, cam. 5, frazione B3, Piano 1, appartamento 11 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- PV Solar 5 S.r.l. Bucarest, Settore 1, Calea Floreasca nr. 175, Floreasca Tower, Parte B, cam. 5, frazione B3, Piano 1, appartamento 11 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Nambino S.r.l. Bucarest, Settore 1, Calea Floreasca nr. 175, Floreasca Tower, Parte B, cam. 5, frazione B3, Piano 1, appartamento 11 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Tovel S.r.l. Bucarest, Settore 1, Calea Floreasca nr. 175, Floreasca Tower, Parte B, cam. 5, frazione B3, Piano 1, appartamento 11 1 RON 100,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Milestone Windfarm Ltd Cork (IE), Waterfront, 1 Horgans's Quay, Ufficio 428 0,1 100,00 Alerion Ireland Ltd.

- Bally Wind Supply Ltd Cork (IE), Waterfront, 1 Horgans's Quay, Ufficio 428 0,1 100,00 Alerion Ireland Ltd.

- Pennant Walters Ltd Suite F8 Gateway House Old Hall Road, Bromborough, Wirral, England, CH62 3NX 0,001 GBP 100,00 Alerion UK Ltd.

- Renewbuz S.r.l Bucureşti Sectorul 6, Spl. INDEPENDENŢEI, Nr. 202K, Bloc B4, Etaj 8, Apartament 51 0,2 RON 51,00 Alerion Energy RO S.r.l.

- Alerion Petrarola S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10,000 100,00 Fri-el Solar S.r.l.

- Sirio Rinnovabili S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10 100,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 51 Denominazione Sede Capitale

sociale

(/000) % di possesso Impresa diretta

detentrice della

partecipazione

indiretta

diretto Indiretto

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

- Ecoenergia Campania S.r.l. Cervinara (AV) - Via Cardito, 14 100 50,00

- New Green Molise S.r.l. Napoli - Via Diocleziano, 107 10 50,00

- S.C. Compania Eoliana S.A. Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County 501 RON 49,75

- Jimbolia Wind Farm S.r.l. Oradea - Cetatii Square no. 1, 4th floor, Bihor County 1 RON 99,00 S.C. Compania Eoliana S.A.

- Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. Benevento - Viale Mario Rotili 148 40 50,00 Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l.

- Tre Torri Energia S.r.l. Bolzano - Piazza del Grano 3 10,000 49,00 Fri-el Solar S.r.l.

- Mitoc Partners S.r.l. Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1 0,8 RON 75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.

- Phoenix Ceres S.r.l. Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1 0,8 RON 75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.

- Phoenix Catalyst S.r.l. Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1 0,8 RON 75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.

- Phoenix Nest S.r.l. Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1 0,8 RON 75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.

- Phoenix Genesis S.r.l. Bucarest, Via Maior Ştefan Sanatescu, N. 53, Palazzo C1, Corpo 4, Piano 2, Stanza 4, Settore 1 0,8 RON 75,00 Alerion Clean Power RO S.r.l.

- Alperion S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 20 50,00

- Bioenergia S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 1 100,00 Alperion S.r.l.

- Generai S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 10 100,00 Alperion S.r.l.

- Enermac S.r.l. Milano - Via Renato Fucini 4 40 100,00 Alperion S.r.l.

Pagina | 52

NOTE ESPLICATIVE AL BILANCIO CONSOLIDATO

4. ATTIVITA’ IMMATERIALI A VITA DEFINITA

Nella tabella seguente sono riportate le movimentazioni delle Attività immateriali a vita utile definita intervenute nel

semestre:

(valori in Euro migliaia) Diritti e concessioni Costi di

sviluppo Brevetti

ed opere

d'ingegno Altre

immob.

immateriali Immob

. in

corso Totale

Valore netto al 01.01.2025 240.848 15.369 90 103 9.692 266.102

Valore Lordo

Variazione area di consolidamento 26.977 (3.118) 0 2 0 23.861 A seguito di aggregazioni aziendali 8.958 0 0 0 0 8.958 Incrementi 48 1.833 0 3.489 2.911 8.281 Decrementi 0 (2.666) 0 (2) (88) (2.756) Rettifiche da Impairment Test (3.572) 0 0 0 0 (3.572) Differenze di cambio da conversione (480) (170) (1) 0 0 (651) Altre riclassifiche 0 478 0 0 (978) (500) Totale variazione Valore Lordo 31.931 (3.643) (1) 3.489 1.845 33.621

Ammortamenti accumulati

Variazione area di consolidamento 3.597 1.057 0 (2) 0 4.652 Ammortamenti (15.264) (562) (29) (14) 0 (15.869) Differenze di cambio da conversione 8 0 0 1 0 9 Totale variazione ammortamenti accumulati (11.659) 495 (29) (15) 0 (11.208) Valore lordo al 31.12.2025 377.213 17.372 439 5.169 11.537 411.730 Fondo ammortamento (116.093) (5.151) (379) (1.592) 0 (123.215) Valore netto al 01.01.2026 261.120 12.221 60 3.577 11.537 288.515

Valore Lordo

Variazione area di consolidamento 5.765 0 0 2 1.662 7.429 Incrementi 18 973 0 47 1.417 2.455 Decrementi 0 0 0 (5) 0 (5) Differenze di cambio da conversione (776) (197) 0 0 0 (973) Altre riclassifiche 38 272 0 14 (324) 0 Totale variazione Valore Lordo 5.045 1.048 0 58 2.755 8.906

Ammortamenti accumulati

Variazione area di consolidamento 0 0 0 (2) 0 (2) Ammortamenti (7.552) (213) (14) (6) 0 (7.785) Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti 0 0 0 5 0 5 Differenze di cambio da conversione 13 0 0 0 0 13 Totale variazione ammortamenti accumulati (7.539) (213) (14) (3) 0 (7.769) Valore lordo al 30.06.2026 382.258 18.420 439 5.227 14.292 420.636 Fondo ammortamento (123.632) (5.364) (393) (1.595) 0 (130.984) Valore netto al 30.06.2026 258.626 13.056 46 3.632 14.292 289.652 I Diritti e concessioni ammontano a 258.626 migliaia di euro (261.120 migliaia di euro al 31 dicembre 202 5) e si riferiscono alle autorizzazioni e ai diritti di gestione dei parchi eolici rilevati tramite l’acquisto di partecipazioni in s ocietà progetto.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 53 La variazione netta del periodo in decremento di 2.494 migliaia di euro riflette principalmente la riduzione per la quota di ammortamenti rilevati nell’esercizio pari a 7.552 migliaia di euro e gli incrementi per effetto della variazione dell’area di consolidamento.

I Costi di sviluppo ammontano a 13.056 migliaia di euro (12.221 migliaia di euro al 31 dicembre 202 5) e si riferiscono a costi sostenuti prevalentemente a fronte di studi di fattibilità, di progettazione, analisi anemometriche e ad altri costi relativi a progetti eolici in fase di sviluppo e di realizzazione. Tali costi sono stati capitalizzati in base alle indicazioni dello IAS 38 e ammortizzati a partire dall’entrata in funzione degli impianti a cui si riferiscono, sulla base della vita utile del relativo progetto.

Le immobilizzazioni in corso ammontano a 14.292 migliaia di euro, in incremento di 2.755 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2025. Tale incremento è principalmente riferibile alla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia e Romania.

Sono iscritti tra le attività immateriali, secondo le disposizioni contenute nello IAS 38, i costi, inclusivi degli oneri acc essori, sostenuti per l’acquisizione di beni e risorse, privi di consistenza fisica, da utilizzare nella produzione di beni o fornitura di servizi, da locare a terzi o da utilizzare per fini amministrativi, a condizione che il costo sia quantificabile in maniera attendibile ed il bene sia chiaramente identificabile e controllato dall’azienda che lo possiede. È iscritto anche l’avviamento, quando acquisito a titolo oneroso. Le attività immateriali acquisite separatamente sono iscritte al costo storico e le spese sostenute successivamente all’acquisto iniziale sono portate ad incre mento del costo delle attività immateriali nella misura in cui tali spese sono in grado di generare benefici economici futuri. Le attività immateriali acquisite attraverso operazioni di aggregazione aziendale sono capitalizzate al valore equo alla data di acquisizione.

Le immobilizzazioni aventi vita utile definita sono sistematicamente ammortizzate a quote costanti in ogni singolo periodo pe r tener conto della residua possibilità di utilizzazione.

L’ammortamento è calcolato in base ad un criterio a quote costanti sulla vita utile stimata delle attività, come segue:

Aliquote ammortamento immobilizzazioni immateriali Aliquote

Diritti e concessioni dal 3% al 4% Costi di sviluppo dal 4% al 5% Brevetti e opere d'ingegno dal 10% al 20% Altre immob. immateriali 20%

Impairment

Come richiesto dallo IAS 36, il Gruppo valuta ad ogni data di riferimento del bilancio se esiste una indicazione che un’attività possa aver subito una riduzione di valore. Se esiste una qualsiasi indicazione di ciò, l’entità deve stimare il valore recupera bile dell’attività.

In merito alle residue attività immateriali, nello svolgimento delle analisi di sensitività al 30 giugno 2026, si è fatto riferimento ai risultati consuntivati al termine del primo semestre 2026 rispetto a quanto previsto nei piani approvati e utilizzati nell’ultimo test di impairment a dicembre 2025. Si segnala che, grazie al positivo andamento registrato nel corso del primo semestre 2026 sia in termini di prezzi di vendita dell’energia elettrica sia in termini di ventosità rilevata sui siti, la gestione del periodo ha evidenziato un andamento economico positivo, facendo rilevare complessivamente un risultato netto positivo pari a 6,5 milioni di euro per il periodo in esame. Le analisi condotte hanno riguardato in particolare:

- l’andamento della curva dei prezzi dell’energia elettrica per l’intero arco di piano ricompreso nelle analisi di impairment annuali. Si segnala che al 30 giugno 2026 la curva dei prezzi mediamente mostra una variazione positiva rispetto a dicembre 2025;

- l’andamento della curva dei tassi di interesse per il primo semestre 2026 e per i successivi periodi. Si segnala che i tassi di interesse hanno registrato un lieve rialzo generalizzato rispetto a dicembre 2025, ma rimangono sostanzialmente in linea con le attese incorporate nei piani sottostanti al test di impairment condotto annualmente dal gruppo, si sottolinea che il rialzo è comunque di ampiezza contenuta rispetto alla scarsa

Pagina | 54 sensibilità degli asset a tale variabile già riscontrata nel test di impairment annuale e d ai margini di headroom indicati nell’informativa annuale; tale variazione non è pertanto idonea a incidere sulla recuperabilità del valore delle attività e non configura un trigger event ai sensi dello IAS 36 par. 12;

- la produzione di energia per il periodo interessato. Si segnala che la ventosità presso i siti nel corso del 2026 si è dimostrata in linea con le medie storiche registrando un aumento rispetto allo stesso periodo del 2025, tali andamenti sono incorporati nei piani alla base delle analisi di impairment effettuate da l Gruppo annualmente;

- Si segnala inoltre che la capitalizzazione di mercato del Gruppo, pari a circa 1.170 milioni di euro al 30 giugno 2026, evidenzia un valore notevolmente superiore a quello del patrimonio netto contabile alla stessa data, a supporto della tenuta del valore degli asset.

Si segnala, dunque, che in sede di redazione del presente bilancio consolidato semestrale abbreviato, tenuto conto delle analisi sugli indicatori interni ed esterni svolte non sono stati identificati indicatori di impairment. Si rimanda alla relazione annuale per le analisi di sensitività svolte sul valore recuperabile delle CGU del Gruppo nell’ipotesi di una riduzione dei prezzi di vendita dell’energia elettrica, di una diminuzione della produzione rispetto alla media storica e di un aumento del tasso di attualizzazione, identificando inoltre quali soglie delle suddette variabili possono portare l’headroom ad annullarsi.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 55

5. ATTIVITA’ MATERIALI

Nella tabella seguente sono riportate le variazioni delle Attività materiali:

(valori in Euro migliaia) Terreno Fabbricato Impianti e macchinari Altri beni Immobilizz.

in corso Totale Valore netto al 01.01.2025 29.662 4.740 420.476 2.468 132.924 590.270

Valore Lordo

Variazione area di consolidamento 2.007 266 (53.856) 42 20.644 (30.897) A seguito di aggregazioni aziendali 1.568 0 33.135 0 0 34.703

Incrementi/Decrementi per

effetto IFRS 16 1.162 28 0 170 0 1.360 Incrementi 4.948 45 4.569 435 136.756 146.753 Decrementi 0 (7) (2.024) (35) (3) (2.069) Rettifiche da "Impairment test" 0 0 (6.843) 0 0 (6.843) Differenze di cambio da conversione (189) (2) (1.752) (4) (2.266) (4.213) Altre riclassifiche 0 0 24.513 0 (24.013) 500 Totale variazione Valore Lordo 9.496 330 (2.258) 608 131.118 139.294

Ammortamenti accumulati

Variazione area di consolidamento 853 (213) 14.030 (29) 0 14.641 A seguito di aggregazioni aziendali 0 0 (12.231) 0 0 (12.231) Ammortamenti (1.122) (326) (35.244) (518) 0 (37.210)

Incrementi/Decrementi per

effetto IFRS 16 0 0 0 (4) 0 (4) Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti 0 0 856 29 0 885 Differenze di cambio da conversione 0 2 105 1 0 108

Totale variazione

ammortamenti accumulati (269) (537) (32.484) (521) 0 (33.811) Valore lordo al 31.12.2025 45.540 6.023 952.797 5.070 264.042 1.273.472 Fondo ammortamento (6.651) (1.490) (567.063) (2.515) 0 (577.719) Valore netto al 01.01.2026 38.889 4.533 385.734 2.555 264.042 695.753

Valore Lordo

Variazione area di consolidamento 27 0 0 79 816 922

Incrementi/Decrementi per

effetto IFRS 16 1.308 (73) 0 20 0 1.255 Incrementi 1.040 0 3.031 260 110.368 114.699 Decrementi 0 0 (265) (5) (642) (912) Differenze di cambio da conversione (441) (8) (2.280) (3) (4.360) (7.092) Altre riclassifiche 0 0 31.344 0 (31.344) 0 Totale variazione Valore Lordo 1.934 (81) 31.830 351 74.838 108.872

Ammortamenti accumulati

Variazione area di consolidamento 0 0 0 (16) 0 (16) Ammortamenti (566) (170) (17.478) (294) 0 (18.508)

Incrementi/Decrementi per

effetto IFRS 16 0 73 0 0 0 73 Eliminazione del F.do amm.to per alienazione cespiti 0 0 139 1 0 140 Differenze di cambio da conversione 0 7 206 1 0 214

Totale variazione

ammortamenti accumulati (566) (90) (17.133) (308) 0 (18.097) Valore lordo al 30.06.2026 47.474 5.942 984.627 5.421 338.880 1.382.344 Fondo ammortamento (7.217) (1.580) (584.196) (2.823) 0 (595.816) Valore netto al 30.06.2026 40.257 4.362 400.431 2.598 338.880 786.528

Pagina | 56 Le voci Terreni e Fabbricati ammontano a complessivi 44.619 migliaia di euro, il cui valore si incrementa di 1.197 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2025 quando era pari a 43.422 migliaia di euro, per effetto principalmente dell’acquisto di terreni e della variazione dell’area di consolidamento derivante dalle acquisizioni svolte nel periodo.

Gli Impianti e macchinari ammontano a 400.431 migliaia di euro (385.734 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) ed includono i costi relativi alla stima degli oneri di ripristino dei siti ove insistono gli impianti. La movimentazione è lega ta all’incremento per l’entrata in funzione di alcuni impianti in Romania , i cui asset sono stati riclassificati dalle immobilizzazioni in corso, per la variazione del perimetro integrale ed al decremento legato al normale processo di ammortamento intervenuto nel periodo .

Gli Altri beni ammontano a 2.598 migliaia di euro (2.555 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) e riguardano principalmente arredi e mobili d’ufficio, nonché macchine d’ufficio elettroniche.

Le Immobilizzazioni in corso ammontano a 338.880 migliaia di euro (264.042 migliaia di euro al 31 dicembre 2025).

L’incremento di 74 .838 migliaia di euro è principalmente riferibile alla capitalizzazione dei costi sostenuti per la costruzione dei nuovi impianti in Italia e in Romania, parzialmente compensato dalla riclassifica nella voce impianti e macchinari degli asset relativi ai parchi che sono entrati in funzione nel corso del primo semestre 2026.

Le immobilizzazioni materiali sono esposte in bilancio al costo storico e sono sistematicamente ammortizzate in relazione alla loro residua possibilità di utilizzazione, ad eccezione dei terreni e beni destinati alla vendita che non vengono ammortizzati, m a svalutati qualora il loro fair value sia inferiore al costo iscritto in bilancio.

Il processo di ammortamento avviene a quote costanti sulla base di aliquote ritenute rappresentative della vita utile stimata ; per i beni acquisiti nell’esercizio le aliquote vengono applicate pro -rata temporis, tenendo conto dell’effettivo utilizzo del be ne in corso d’anno.

Aliquote ammortamento immobilizzazioni materiali Aliquote

Terreni / Fabbricati dal 1% al 3% Impianti e macchinari dal 2% al 20% Altri beni dal 12% al 25%

6. PARTECIPAZIONI IN SOCIETA’ VALUTATE CON IL METODO DEL

PATRIMONIO NETTO

Si riporta qui di seguito l’informativa richiesta dal Principio Contabile Internazionale IFRS 11 “Joint arrangements”.

Al 30 giugno 2026, Alerion Clean Power S.p.A. detiene:

- partecipazioni in joint -venture nelle società Ecoenergia Campania S.r.l., New Green Molise S.r.l., e Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. e Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.) che controlla al 100% Enermac S.r.l.. Generai S.r.l., Bioenergia S.r.l.

- partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto : Mitoc Partners S.r.l., Phoenix Genesis S.r.l., Phoenix Ceres S.r.l., Phoenix Catalyst S.r.l., Phoenix Nest S.r.l., Tre Torri Energia S.r.l..

In base alla struttura di governance e agli accordi contrattuali, Alerion non può da sola esercitare il controllo sulle attiv ità rilevanti di tali società. Le decisioni circa le attività identificate come rilevanti vengono, infatti, assunte soltanto con l’accordo congiunto dei soci.

Per tale motivo tali società vengono contabilizzate con il metodo del Patrimonio Netto.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 57 Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Variazione New Green Molise S.r.l. 12.872 15.082 (2.210) Ecoenergia Campania S.r.l. 2.304 2.173 131 Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.) 49.780 49.421 359 Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. 83 88 (5) Tre Torri Energia S.r.l. 67 75 (8) Mitoc Partners S.r.l. 3.162 3.307 (145) Phoenix Catal yst S.r.l. 501 517 (16) Phoenix Ceres S.r.l. 503 519 (16) Phoenix Genesis S.r.l. 420 441 (21) Phoenix Nest S.r.l. 155 185 (30) Totale Partecipazioni in joint venture ed imprese collegate 69.847 71.808 (1.961) Si rimanda alla nota di commento “40” per i dettagli relativi alle partecipazioni in joint ventures ed a quelle detenute con il metodo del patrimonio netto.

7. CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI

I Crediti vari e altre attività non correnti si attestano a 3.097 migliaia di euro (rispetto a 3.135 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) ed includono principalmente crediti IVA il cui prevedibile realizzo avverrà in un periodo successivo ai prossimi 12 mesi.

ATTIVITA’ CORRENTI

8. RIMANENZE

Le rimanenze di magazzino ammontano a 18.413 migliaia di euro (rispetto a 18.897 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) al netto del fondo obsolescenza pari a 697 migliaia di euro . Si evidenzia che il saldo in oggetto si riferisce alla società del Gruppo, Alerion Service S.r.l., che svolge le attività di “Asset Management” per i parchi operativi attualmente compresi nel perimetro del Gruppo. Tali attività di manutenzione comprendono principalmente l’assistenza e la sostituzione delle parti di ricambio delle centrali eoliche al verificarsi di eventi o sulla base delle tempistiche programmate.

9. CREDITI COMMERCIALI

I Crediti Commerciali ammontano a 19.898 migliaia di euro (15.747 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) e sono principalmente rappresentati da crediti maturati sulla vendita dell’energia prodotta nel mese di giugno 2026.

I crediti commerciali hanno generalmente scadenza a 30 -45 giorn i e sono esposti al netto del fondo svalutazione pari a 1.021 migliaia di euro.

10. CREDITI TRIBUTARI

La voce Crediti Tributari ammonta a 1.649 migliaia di euro (3.376 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) e si riferisce principalmente a crediti tributari IRES ( 222 migliaia di euro richiesti a rimborso, 161 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo e 1.008 migliaia di euro relativi a consolidato fiscale) e a crediti tributari IRAP (14 migliaia di euro richiesti a rimborso, 82 migliaia di euro per acconti versati eccedenti rispetto al debito del periodo e 33 migliaia di euro versati a titolo di acconto ).

Pagina | 58

11. CREDITI VARI E ALTRE ATTIVITA’ CORRENTI

Nella tabella seguente vengono riportati i dettagli che compongono i Crediti vari e altre attività correnti :

(Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Crediti verso l'Erario 60.104 44.239 Crediti verso altri 19.943 23.957 Totale crediti vari correnti 80.047 68.196 I Crediti verso l’Erario sono principalmente costituiti dalla quota di crediti per ritenute ed imposte indirette (IVA) che si ritiene siano recuperabili entro l’esercizio successivo.

I Crediti verso altri ammontano a 19.943 migliaia di euro (23.957 migliaia di euro al 31 dicembre 2025), al netto di un fondo svalutazione di 160 migliaia di euro, e si riferiscono principalmente a crediti per incentivi per 2.869 migliaia di euro (2.214 migliaia di euro al 31 dicembre 2025), ad altri crediti per 9.548 migliaia di euro relativi principalmente a dividendi da società consolidate con il metodo del patrimonio netto ancora da incassare per 1.780 migliaia di euro e ad anticipi a fornitori per 2.226 migliaia di euro. Inoltre, la voce accoglie 1.358 migliaia di euro per ratei attivi e 5.998 migliaia di euro per risconti attivi.

I crediti per incentivi hanno generalmente scadenza a 60 giorni.

PASSIVITA’ NON CORRENTI

12. DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA’ NON CORRENTI

I debiti vari e altre passività non correnti ammontano a 17.710 migliaia di euro (18.817 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) e si riferiscono principalmente al contributo ex -lege 488/92 e al contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella, Agrigento, Campidano, Ricigliano, Grottole e Anglona ed all’ottenimento del contributo a fondo perduto dalla controllata in Spagna, Comiolica, a fronte di un’iniziativa sita nella stessa area dell’impianto eolico de La l oma.

(Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Altri debiti 17.710 18.817 Totale debiti vari non correnti 17.710 18.817

PASSIVITA’ CORRENTI

13. DEBITI COMMERCIALI CORRENTI

I Debiti commerciali ammontano a 97.180 migliaia di euro (69.056 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) e si riferiscono a debiti verso fornitori. Non producono interessi e sono normalmente regolati a 60 giorni.

L'incremento registrato rispetto al 31 dicembre 2025 è ascrivibile prevalentemente all'aumento dei debiti verso fornitori correlati ai progetti attualmente in fase di costruzione in Romania, con particolare riferimento al progetto di Tuluce sti.

La voce include, inoltre, gli ammontari iscritti, nel corso del 2022, a seguito dell’introduzione delle misure adottate dal Governo per contrastare il cosiddetto “caro energia”, per le quali sono riportati maggiori approfondimenti nel paragrafo dedicato alle controversie legali le posizioni adottate d al Gruppo.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 59

14. DEBITI TRIBUTARI

I Debiti tributari ammontano a 38.313 migliaia di euro (36.767 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) e si riferiscono principalmente a debiti per imposte correnti per IRES, ad imposte correnti per IRAP e ad altri debiti tributari.

La voce “Altri debiti tributari” accoglie i valori introdotti con la legge di bilancio 2023 in particolare con riferimento al contributo ex art.1 co.115 e seguenti, misure cosiddette contro il “caro energia”, si rimanda al paragrafo delle controversie legali per la posizione adottata dal Gruppo.

(Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Debiti tributari per IRAP 932 311 Debiti tributari per IRES 8.805 7.840 Altri debiti tributari 28.576 28.616 Totale debiti tributari 38.313 36.767

15. DEBITI VARI E ALTRE PASSIVITA’ CORRENTI

I Debiti vari ammontano a 12.276 migliaia di euro (14.461 migliaia al 31 dicembre 2025), così composti:

(Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Debiti verso dipendenti e amministratori 2.111 2.251 Debiti verso l'Erario 804 1.078 Debiti previdenziali 529 719 Altri debiti 8.832 10.413 Totale debiti vari ed altre passività correnti 12.276 14.461

La voce Altri debiti comprende principalmente:

• debiti per convenzioni comunali per 4.044 migliaia di euro ;

• risconti passivi rilevati in relazione alla quota corrente dei contributi in conto capitale in capo alle controllate Fri-el Campidano S.r.l., Fri -el Grottole S.r.l., Fri -El Ricigliano S.r.l., Fri -El Anglona S.r.l., Fri -El Anzi S.r.l. e Fri -

El Guardionara S .r.l. per 1.247 migliaia di euro in linea con i valori al 31 dicembre 2025.

Gli “Altri debiti” sono infruttiferi e sono regolati in media ogni 12 mesi.

Pagina | 60

16. PATRIMONIO NETTO

Le politiche di gestione del capitale da parte del Gruppo prevedono il mantenimento di un livello di capitale al fine di mantenere un rapporto di fiducia con gli investitori, i creditori ed il mercato, consentendo altresì lo sviluppo futuro dell’attività. Il Gruppo monitora costantemente il rendimento del capitale e il livello di dividendi da distribuire ai detentori di azioni ordinarie.

Il Patrimonio Netto di pertinenza del Gruppo al 30 giugno 2026 è pari a 392.190 migliaia di euro con un decremento di 33.828 migliaia di euro rispetto ai 426.018 migliaia di euro del 31 dicembre 2025. Le principali variazioni intervenute

sono state:

• incremento di 6.111 migliaia di euro per l’utile del periodo di pertinenza del Gruppo;

• decremento di 124 migliaia di euro per effetto degli utili/perdite risultanti dalla valutazione al fair value degli strumenti obbligazionari, iscritti tra le attività finanziarie, e rilevati direttamente nel conto economico complessivo consolidato al netto dell’effetto fiscale;

• decremento di 93 migliaia di euro per effetto degli utili/perdite attuariali da piani a benefici definiti (IAS 19) rilevati nel conto economico complessivo consolidato al netto dell’effetto fiscale;

• decremento di 8.404 migliaia di euro per effetto delle differenze di cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in valuta diversa dall’euro, rilevate direttamente nel conto economico complessivo consolidato al netto dell’effetto fisca le;

• incremento di 100 migliaia di euro per la rilevazione degli effetti del piano di incentivazione basato su azioni (stock grant) per il triennio 2026, 2027 e 2028. La relativa riserva come richiesto dal principio di riferimento, IFRS, 2 è collegata al piano di incentivazione di lungo termine (piano di Stock Grant) che prevede l’assegnazione a Amministratori Esecutivi e Dirigenti con Responsabilità Strategiche di un incentivo rappresentato da una componente di natura azionaria. Il Gruppo rileva i servizi resi dai beneficiari come costo del personale e stima indirettamente il loro valore, e il corrispondente incremento del patrimonio netto, sulla base del fair value de gli strumenti rappresentativi di capitale alla grant date, così come previsto dal principio contabile di riferimento.

• incremento per 1.125 migliaia di euro dovuto all’aumento di capitale completato in data 8 giugno 2026;

• incremento per 266 migliaia di euro dovuto alla variazione del fair value degli strumenti derivati, al netto

dell’effetto fiscale;

• decremento di 32.733 migliaia di euro dovuto alla distribuzione parziale di riserve disponibili. Come deciso dall’Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 23 aprile 2026, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 6 maggio 2026 con stacco in data 4 maggio 2026 della cedola n. 15, tramite l’utilizzo parziale di riserve, di euro 0,61 per ogni azione ordinaria in circolazione (al netto delle azioni proprie), al lordo o al netto delle ritenute fiscali a seconda del regime fiscale applicabile. Il pagamento del dividendo, per un importo complessivo pari a 32.733 migliaia di euro, è avvenuto nei termini e con le modalità stabilite dall’Assemblea.

Il prospetto di variazione delle voci del patrimonio netto al 30 giugno 2026 rispetto a quelle presenti al 31 dicembre 2025 è esposto tra i prospetti contabili consolidati.

Si riporta di seguito il dettaglio delle singole voci:

Il capitale sociale di Alerion ammonta a 161.326 migliaia di euro variato rispetto al 31 dicembre 2025 per effetto dell’aumento di capitale. In data 8 giugno 2026 la Società ha comunicato i risultati definitivi dell’aumento di capitale con esclusione del diritto di opzione d eliberato dal Consiglio di Amministrazione il 21 maggio 2026, in esecuzione della delega conferita dall’Assemblea straordinaria degli azionisti del 23 aprile 2026. L’operazione, finalizzata all’emissione di massime 5.422.940 nuove azioni ordinarie a un pre zzo di Euro 25,00 per azione, ha registrato sottoscrizioni per complessive 63.607 azioni, pari a un controvalore di circa Euro 1,6 milioni. Il limitato livello di adesione è stato influenzato da problematiche tecnico -operative connesse alle modalità di esecuzione dell’offerta, che ne hanno ridotto l’accessibilità a

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 61 parte della platea dei potenziali investitori. A seguito dell’operazione, il capitale sociale di Alerion è risultato pari a Euro 161.326 migliaia di euro, rappresentato da 54.293.010 azioni prive di valore nominale .

La riserva azioni proprie al 30 giugno 2026 è negativa per 14.824 migliaia di euro (negativa per 15.899 al 31 dicembre 2025) e si riferisce al controvalore di acquisto delle n. 568.010 azioni proprie detenute dalla società.

La riserva da sovrapprezzo azioni ammonta a 22.802 migliaia di euro, in aumento di 1.402 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2025 per effetto del sovrapprezzo versato in sede dell’aumento di capitale perfezionato nel semestre, e si riferisce: i) al sovrapprezzo di 0,02 euro per azione sull’aumento di capitale avvenuto nel corso del 2003; ii) al sovraprezzo di 0,55 euro per azione sull’aumento di capitale avvenuto nel 2008, al netto delle rettifiche per i costi sostenuti, funzionali agli aumenti di capitale; iii) alla differenza tra il valore relativo all’acquisto delle azioni proprie annullate nel 2012 e il loro valore nominale , oltre all e commissioni sull’acquisto; iv) al sovrapprezzo di 22,03 euro per azione sull’aumento di capitale avvenuto nel corso del 2026.

Le riserve di risultato sono positive per 220.294 migliaia di euro (positive per 257.054 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) ed includono gli utili/perdite accumulate, al netto dei dividendi distribuiti.

La riserva di cash flow hedge risulta positiva per 2.592 migliaia di euro (positiva per 2.326 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) ed accoglie le variazioni di fair value degli strumenti derivati, al netto del relativo effetto fiscale per la loro porzione efficace. La variazione positiva del periodo è stata complessivamente pari a 266 migliaia di euro. Si rimanda alla nota “23” “Strumenti derivati” dove è riportata la movimentazione della riserva di cash flow hedge.

Il capitale, le riserve ed il risultato di terzi sono pari complessivamente a 6.816 migliaia di euro (6.628 migliaia di euro al 31 dicembre 2025).

Si riporta qui di seguito l’informativa richiesta dal Principio Contabile Internazionale IFRS 12 “ Disclosure of interests with other entities ”.

Società Sede

operativa Percentuale di possesso Utili (perdite) su

partecipazioni di

minoranza Patrimonio netto di terzi (Euro Migliaia) 30.06.2026 31.12.2025 I

Semestre

2026 I

Semestre

2025 30.06.2026 31.12.2025 Alerion Bulgaria AD Bulgaria 92,5% 92,5% (1) (1) (7) (6) Parco Eolico Licodia Eubea Italia 80% 80% 88 283 940 1.041 Wind Energy EOOD B ulgaria 51% 51% 42 48 939 897 Wind Stream EOOD Bulgaria 51% 51% 33 44 927 894

Wind Systems

EOOD Bulgaria 51% 51% 50 48 903 853 Wind Power 2 EOOD Bulgaria 51% 51% 43 40 899 856 FRI-EL Anglona Italia 90% 90% 133 127 2.232 2.099 Bisalta S.r.l. Romania 86% 86% 0 (4) 0 0 Renewbuz S.r.l. Romania 0% 0% (11) 0 (17) (6) Totale 377 585 6.816 6.628

Pagina | 62

17. INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE DELLE ATTIVITÀ IN

FUNZIONAMENTO

Si fornisce di seguito il dettaglio dell’indebitamento finanziario al 30 giugno 2026 e al 31 dicembre 2025 , esposto sulla base del nuovo schema previsto dall’orientamento ESMA 32 -232-1138 del 4 marzo 2021:

(valori in Euro migliaia) 30.06.2026 31.12.2025 Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti Disponibilità liquide 20 9 10 Mezzi equivalenti a disponibilità liquide 20 311.068 343.961 Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti 20 311.077 343.971 Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti 19 85.984 82.530 Liquidità 397.061 426.501 Passività finanziarie correnti Debito corrente per linee bancarie 22 (35.061) (45.149) Debiti correnti per strumenti derivati 23 (282) 0 Debito finanziario corrente 22 23 (35.343) (45.149) Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing 22 (21.803) (16.537) Debiti correnti per Lease 22 (1.198) (1.174) Debiti correnti per strumenti derivati 23 (135) (262) Debito corrente verso Obbligazionisti 22 (7.080) (4.181) Debito corrente verso altri finanziatori 22 (2.972) (2.932) Parte corrente del debito finanziario non corrente 22 (33.188) (25.086) Indebitamento finanziario corrente 22 23 (68.531) (70.235)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO 328.530 356.266

Passività finanziarie non correnti Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing 21 (217.400) (196.115) Debito non corrente verso altri finanziatori 21 (29.393) (30.819) Debiti non correnti per Lease 21 (13.758) (13.105) Debiti non correnti per strumenti derivati 23 (118) (114) Debito finanziario non corrente 21 23 (260.669) (240.153) Debito non corrente verso Obbligazionisti 21 (812.793) (714.690) Strumenti di debito 21 (812.793) (714.690)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE 21 23 (1.073.462) (954.843)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO* (744.932) (598.577)

*Indebitamento finanziario calcolato come da Orientamento ESMA32 -382-1138 del 4 marzo 2021 PARAMETRI FINANZIARI previsti dal regolamento dei prestiti obbligazionari in essere

INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE al netto dei

Derivati (681.155) (566.387)

ATTIVITA’ FINANZIARIE NON CORRENTI

18. CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

I Crediti Finanziari e Altre Attività Finanziarie Non Correnti si attestano a 65.116 migliaia di euro (rispetto alle 32.973 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) ed includono: i) i crediti finanziari verso le società valutate con il metodo del patrimonio netto, ii) le attività finanziarie relative alle operazioni di sviluppo e di investimento in Italia e Romania, come descritto nella relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2025.

ATTIVITA’ FINANZIARIE CORRENTI

19. CREDITI FINANZIARI E ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI

La voce è pari a 84.110 migliaia di euro (81.371 migliaia di euro al 31 dicembre 2025), ed include le attività finanziarie del gruppo che rappresentano temporanei impieghi di liquidità. In particolare, parte delle attività finanziarie per 66.910 migliaia di euro si riferisce a strumenti obbligazionari con una durata media di circa 5 anni con primarie controparti

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 63 finanziarie, il cui importo include gli effetti derivanti dalla valutazione positiva al fair value pari a 1.0 34 migliaia di euro, che risultava pari a 1.211 migliaia di euro al 31 dicembre 2025.

La variazione positiva dei crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti rispetto al precedente esercizio, pari a 2.739 migliaia di euro, è riconducibile prevalentemente agli interessi attivi maturati sugli strumenti obbligazionari nel periodo per 1.703 migliaia di euro, congiuntamente alla variazione positiva del fair value di tali strumenti, i quali sono classificati in bilancio come “Fair Value through Other Comprehensive Income” adottando l’approccio mark to model, in linea con quanto previsto dal principio IFRS 13, e la cui variazione negativa rispetto al precedente periodo, pari a 172 migliaia di euro al lordo del relativo effetto fiscale, è stata contabilizzata tra le poste del conto economico complessivo.

20. CASSA ED ALTRE ATTIVITÀ LIQUIDE EQUIVALENTI

(Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Depositi bancari a vista 155.708 249.503 Depositi vincolati time deposit 155.360 94.458 Denaro e valori in cassa 9 10 Totale cassa ed altre disponibilità liquide equivalenti 311.077 343.971

La Cassa e le altre disponibilità liquide equivalenti ammontano a 311.077 migliaia di euro (343.971 migliaia di euro al 31 dicembre 2025).

Si segnala che alla data del 30 giugno 2026 i Depositi Bancari riconducibili a società del Gruppo che non hanno in essere finanziamenti in project financing ammontano a 111.418 migliaia di euro e 207.763 migliaia di euro al 31 dicembre 2025.

Le disponibilità liquide, relative alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing ammontano a 44.290 migliaia di euro al 30 giugno 2026 e 41.741 migliaia di euro al 31 dicembre 2025, sono principalmente costituite da depositi di conti correnti bancari e devono operare nel rispetto degli impegni legati ai contratti di project financing.

Al 30 giugno 2026 risultano giacenze di conto corrente temporaneamente impiegate in “contratti di time deposit” per 155.360 migliaia di euro in aumento rispetto al 31 dicembre 2025.

Per maggiori dettagli sulla movimentazione delle disponibilità liquide si rimanda allo schema del Rendiconto Finanziario.

PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI E CORRENTI

21. PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

(Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Debiti ver so obbligazionisti 812.79 3 714.690 Debiti verso banche per finanziamenti 217.400 196.115 Debiti finanziari per Lease 13.758 13.105 Debiti verso soci terzi per finanziamenti 20.779 22.184 Debiti verso altri finanziatori 8.614 8.635 Totale passività finanziarie non correnti 1.073.344 954.729 La quota non corrente del Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2026 è in aumento di 98.10 3 migliaia di euro per effetto principalmente della nuova emissione avvenuta in data 6 febbraio 2026 per un controvalore di 300.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissione per 3.109 migliaia di euro del prestito obbligazionario 2026 -2032, utilizzata in parte per il rimborso anticipato del prestito obbligazionario 2021 – 2027 avvenuto alla fine del primo trimestre del 2026.

La quota non corrente del Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2026 risultata pertanto è composta: i) dal valore del prestito obbligazionario 2022 -2028 emesso in data 17 maggio 2022 per un controvalore di 100.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissione per 475 migliaia di euro, ii) dal valore del prestito obbligazionario 2023 -2029 emesso in data 12 dicembre 2023 per un controvalore di 170.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissioni per 1.393 migliaia

Pagina | 64 di euro, iii) dal valore del prestito obbligazionario 2024 -2030 emesso in data 11 dicembre 2024 per un controvalore di 250.000 migliaia di euro, al netto di costi di emissione per 2. 230 migliaia di euro e iv) dal valore del prestito obbligazionario 2026 -2032 già descritto.

La voce Debiti verso banche per finanziamenti al 30 giugno 2026 ammonta a 217. 400 migliaia di euro (al 31 dicembre 2025 era pari a 196.115 migliaia di euro) in crescita rispetto alla precedente chiusura nonostante l’effetto delle rate dei finanziamenti scadute e rimborsate al 30 giugno 2026. La voce è composta principalmente i) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing ottenuti per la realizzazione dei parchi eolici in capo alle società Green Energy Sardegna S.r.l. per 15.612 migliaia di euro , Fri-El Albareto S.r.l. per 10.379 migliaia di euro, Plose S.r.l. per 16.481 migliaia di euro e Milestone Windfarm Ltd per 10.892 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, ii) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti in project financing ottenuti per la realizzazione dei parchi solari in capo alle società Alerion Petrarola S.r.l. per 7.932 migliaia di euro , Alerion Seddanus S.r.l. per 6.645 migliaia di euro , Bastia Nuova S.r.l.

per 5.026 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, iii) dalla quota a lungo termine del finanziamento sottoscritto per l’acquisto dell’immobile di via Fucini per 2.485 migliaia di euro, al netto dei costi accessori, iv) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti bancari ottenuti da Alerion Clean Power S.p.A. con Monte dei Paschi pari a 46 .439 migliaia di euro e da Licodia Eubea Solar S.r.l. pari a 6.806 migliaia di euro e v) dalla quota a lungo termine dei finanziamenti bancari sottoscritti da Alerion Clean Power S.p.A. verso Crédit Agricole in relazione ai progetti Conti Green Project S.r.l. per 12.654 migliaia di euro, Alerion Racari S.r.l. per 18.943 migliaia di euro e Arlena per 7.020 migliaia di euro e dalla quota a lungo termine del finanziamento bancario sottoscritto da Alerion Arlena S.r.l. verso Crédit Agricole per 18.850 migliaia di euro, al netto dei costi accessori.

Rispetto al 31 dicembre 2025 si evidenzia che l’incremento di 21.28 5 migliaia di euro è dovuto principalmente: i) alle nuove erogazioni sui finanziamenti in project financing sottoscritti in capo alla società Brunale S.r.l. per i progetti di Cava Lucera e di Torremaggiore per un importo complessivo pari a 5.95 5 migliaia di euro, al netto dei costi accessori e ii) alla nuova sottoscrizione del finanziamento in project financing per 25.283 migliaia di euro direttamente nella controllata Alerion San Marco , controllata al 100% dalla Capogruppo.

Di seguito si riportano le informazioni dettagliate delle passività finanziarie correnti e non correnti con l’indicazione dei tassi d’interesse applicati e delle relative scadenze:

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 65

(Euro/000) al

31.12.25 Increm. Decrem. al 30.06.26 Tasso di interesse IRS Scadenza Debito verso Obbligaz. 2021 2027 Green Bond 200.021 0 (200.021) 0 Tasso Pr. obbligazionario 2,25% n.a. 2027 Debito verso Obbligaz. 2022 2028 Green Bond 101.591 0 (1.644) 99.947 Tasso Pr. obbligazionario 3,5% n.a. 2028 Debito verso Obbligaz. 2023 2029 Green Bond 169.020 137 0 169.157 Tasso Pr. obbligazionario 6,75% n.a. 2029 Debito verso Obbligaz. 2024- 2030 Green Bond 248.238 166 0 248.404 Tasso Pr. obbligazionario 4,75% n.a. 2030 Debito verso Obbligaz. 2026- 2032 Green Bond 0 302.365 0 302.365 Tasso Pr. obbligazionario 4,63% n.a. 2032 Project financing Albareto 12.278 0 (634) 11.644 Euribor 6M + 1,95 % 0,95% 2035 Project financing Green Energy Sardegna 18.337 0 (914) 17.423 Euribor 6M + 1,95% 1,23% 2035 Project financing Alerion Seddanus 7.775 0 (366) 7.409 4,35% n.a. 2040 Project financing Plose 18.196 0 (371) 17.825 Euribor 6M + 2,95% 2,80% 2040 Project financing Brunale Cava Lucera 0 3.792 0 3.792 Euribor 3 mesi + 1,90% 3,06% 2041 Project financing Brunale Torremaggiore 0 2.696 0 2.696 Euribor 3 mesi + 1,90% 3,06% 2041 Project financing Bastia Nuova 5.266 96 0 5.362 4,60% n.a. 2040 Project financing Alerion San Marco 0 25.529 0 25.529 Euribor 6M + 2,30% n.a. 2041 Project financing Milestone Windfarm - Loan I 4.031 0 (278) 3.753 1,85% fino al 2026, Euribor 3M + 1,15% dal 30 -06-2027 2,22% 2033 Project financing Milestone Windfarm - Loan II 8.836 0 (478) 8.358 1,85% fino al 2026, Euribor 3M + 1,15% dal 30 -06-2027 2,24% 2035 Project financing Milestone Windfarm - Loan III 369 0 (26) 343 1,85% fino al 2026, Euribor 3M + 1,15% dal 30 -06-2027 2,22% 2033 Project financing Alerion Petrarola 8.699 0 (269) 8.430 Euribor 6M + 1,9 % 2,63% 2039 Finanziamento bancario Licodia Eubea Solar 6.566 592 0 7.158 Euribor 6M + 2,0 % 2,73% 2039 Finanziamento Monte dei Paschi di Siena 49.239 57 0 49.296 Euribor 3M + 1,8% 2,66% 2035 Finanziamento Credit Agricole Conti Green Project 17.883 0 (1.729) 16.154 Euribor 6 mesi + 1,45 % 3,33% 2028 Finanziamento Credit Agricole Racari 24.383 0 (1.773) 22.610 Euribor 3M + 1,65 % 2,49% 2032 Finanziamento Credit Agricole Arlena Opere Civili 8.428 17 0 8.445 Euribor 3M + 1% 2,24% 2032 Finanziamento Credit Agricole Arlena 18.781 1.195 0 19.976 Euribor 6M + 1,25% n.a. 2035 Finanziamento Ipotecario Fucini4 2.931 0 (147) 2.784 Euribor 6 mesi + 1,6 % 0,47% 2032 Finanziamento Mediocredito 2020 2026 655 0 (436) 219 Euribor 3 mesi + 1,8 % n.a. 2026 Debiti vs Banche 45.149 0 (10.088) 35.061 Euribor 1 mese + 1,0 % n.a. a revoca Debiti finanziari per Leases 14.279 677 0 14.956 Tasso indebitam ento incrementale 3,71 % n.a. 0 Finanziamento soci di minoranza 22.437 0 (1.193) 21.244 Altre passività finanziarie 11.314 0 (196) 11.118 Totale Passività finanziarie 1.024.702 337.319 (220.563) 1.141.458

di cui

Correnti 69.973 68. 114 Non-correnti 954.729 1. 073.344 Si segnala che il progetto Eolica PM S.r.l., a seguito della cessione della partecipazione perfezionata nel quarto trimestre del 2025, è uscito dal perimetro di consolidamento del Gruppo Alerion; conseguentemente il relativo debito da project financing e lo strumento derivato di copertura ad esso collegato presentano un saldo pari a zero sia al 31 dicembre 2025 sia al 30 giugno 2026.

Con riferimento ai finanziamenti sopra riportati, si riportano di seguito le informazioni per singolo progetto relative all'ammontare del debito residuo, alle forme tecniche utilizzate, alla scadenza, agli impegni, alle garanzie rilasciate a favore dei sog getti finanziatori ed alle clausole contrattuali significative.

Pagina | 66 (Euro/000) Debito finanziario associato Impianto Società Capacità

Installata

Consolidata

(MW) Valore

netto

contabile

delle

Attività Valore

contabile

delle

Passività

Finanziarie Debito

residuo

garantito Forma

Tecnica Scadenza Impegni,

garanzie

rilasciate a

favore dei

finanziatori Clausole

contrattuali

significative

Villacidro (SU) Green Energy Sardegna S.r.l. 30,8 28.078 17.423 0 Proj.financing 2035 (*) (**) Albareto (PR) Fri-El Albareto S.r.l. 19,8 22.072 11.644 0 Proj.financing 2035 (*) (**) Ex Scaini (SU) Alerion Seddanus S.r.l.

(i) 13,5 15.848 7.409 7.409 Proj.financing 2040 (*) (**) Licodia PV (CT) Licodia Eubea Solar S.r.l.

(i) 11,8 10.399 7.158 0 Finanziamento

Bancario 2039

Grottole PV

(MT) Alerion Petrarola S.r.l. (i) 16,0 12.889 8.430 8.430 Proj.financing 2039 (*) (**) Sant'Agata (FG) Bastia Nuova S.r.l. (i) 0,0 7.290 5.362 0 Proj.financing 2040 (*) (**)

Milestone

(Irlanda) Milestone Windfarm Ltd. 14,4 30.105 3.753 3.753 Proj.financing 2033 (*) (**) 8.358 8.358 Proj.financing 2035 (*) (**) 343 343 Proj.financing 2033 (*) (**) Arlena (VT) Alerion Arlena S.r.l. (i) 0,0 48.492 19.976 19.976 Finanziamento

Bancario 2035

Molinara (BN) Alerion San Marco S.r.l.

(i) 0,0 50.950 25.529 25.529 Proj.financing 2041 (*) (**)

Cava Lucera

(FG) Brunale S.r.l. (i) 0,0 10.266 3.792 3.792 Proj.financing 2041 (*) (**)

Torremaggiore

(FG) Brunale S.r.l. (i) 0,0 2.696 2.696 Proj.financing 2041 (*) (**) Plose (Romania) Plose S.r.l. (i) 0,00 24.780 17.825 17.825 Proj.financing 2040 (*) (**) 106, 3 261.169 139.698 98.111

(*) Principali impegni e garanzie rilasciate: Pegno sulle Quote societarie. Pegno sui conti correnti bancari, ipoteca e

privilegio speciale

(**) Clausole contrattuali Debt service cover ratio (DSCR); Leva finanziaria (debt to Equity)

(i) I parametri finanziari non sono oggetto di verifica al 30 giugno 2026.

I suddetti finanziamenti in project financing contengono covenants tipici del mercato finanziario, che pongono limiti alla società finanziata in linea con la prassi di mercato prevalente per accordi analoghi. In particolare, si segnala che le garanzie reali si riferiscono principalmente: i) al privilegio speciale sui beni mobili; ii) all’ipoteca di primo grado sui beni immobili; iii) al pegno sui crediti e conti correnti ; iv) al pegno sul 100% del capitale sociale.

Si evidenziano di seguito i saldi al 30 giugno 2026 relativi alle Attività Correnti riconducibili alle società del Gruppo, finanziate secondo lo schema del project financing:

(Euro/000) 30.06.2026 Valori

riconducibili a

società

finanziate con

project

financing 31.12.2025 Valori

riconducibili a

società

finanziate con

project

financing

Crediti commerciali 19.898 2.028 15.747 1.131 Crediti tributari 1.649 0 3.376 32 Crediti vari e altre attività correnti 80.047 10.088 68.196 5.355 di cui crediti per Incentivo 2.869 176 2.214 7 Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti 84.110 43 81.371 0 Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti 311.077 29.749 343.971 21.225

ATTIVITA' CORRENTI: 496.781 41.908 512.661 27.743

La società finanziata assume una serie di obblighi di fare e obblighi di non fare , il cui rispetto è essenziale ai fini del Contratto di Finanziamento. Di seguito il dettaglio:

• Gli obblighi di fare riguardano, tra l’altro, l’apertura del Conto Progetto e del Conto IVA, la dotazione di mezzi propri, la stipulazione della Convenzione con il Gestore di Rete e delle Polizze Assicurative, la nomina del Direttore dei Lavori, la salvaguardia dell’Impianto, la comunicazione di ogni Evento di Decadenza o Evento di Risoluzione

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 67 o Evento di Recesso, il pieno rispetto del Decreto in Conto Energia, il rispetto del Livello Minimo di Giacenza, il riconoscimento cd. right of first refusal alla Banca Finanziatrice, in caso di refinancing .

• Gli obblighi di non fare concernono, tra l’altro, il divieto di rimborso del Finanziamento Soci (salvo il preventivo consenso scritto della Banca Finanziatrice, nel caso in cui ciò non consenta di mantenere un Debt to equity ratio almeno pari a quanto definito contrattualmente), di cessazione o modifica della natura delle attività condotte, di costituzione di vincoli e/o gravami sui beni afferenti il Progetto (negative pledge) e di costituzione di patrimoni destinati.

Nella tabella seguente si riportano i Parametri finanziari relativi ai finanziamenti in project financing, per i quali è già dovuto il rispetto alla data di bilancio, e che nello specifico si riferiscono principalmente ai livelli minimi che deve risp ettare il Conto Riserva Servizio del Debito, il quale non deve essere inferiore alla somma della rata di rimborso in linea capitale, delle commissioni e degli interessi passivi che intercorrono tra le diverse date di calcolo semestrali.

Finanziamenti in project finance: DSCR (Debt Service Cover Ratio) Project finance Green Energy Sardegna 1,05 Project finance Milestone Windfarm LTD 1,05 Project finance Fri -el Albareto 1,05 Project finance Enermac 1,05 Al 30 giugno 2026, i covenants sopra indicati sono stati rispettati.

RISPETTO DEI PARAMETRI FINANZIARI DEI PRESTITI OBBLIGAZIONARI:

Si segnala che con riferimento al “Prestito Obbligazionario 2022 -2028” , al “Prestito Obbligazionario 2023 -

2029”, al “Prestito Obbligazionario 2024 - 2030” e al “Prestito Obbligazionario 2026 - 2032”, qualora a ciascuna Data di Calcolo il rapporto tra l’Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati ed il Patrimonio Netto al Netto dei Derivati risulti superiore a 3 la società si impegna a non assumere ulteriore indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati salvo che alla successiva Data di Calcolo tale rapporto risulti pari o inferiore al valore di 3; con “Data di Calcolo” si intende la data del 31 dicembre di ogni anno di durata del Prestito, a partire dal 31 dicembre successivo a ciascuna delle emissioni sopra individuate. Si evidenzia che la definizione e il calcolo dell’Indebitamento Finanziario Contabile al Netto dei Derivati e del Patrimonio Netto al Netto dei Derivati verranno effettuati sulla base dei principi contabili internazionali in vigore alla data di erogazione di ciascun singolo Prestito Obbligazionario e già adottati dalla società per la predisposizione della relazione finanziaria annuale di ciascun esercizio nel quale è avvenuta l’emissione.

Conclusioni sul rispetto dei parametri finanziari dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2025 Alla data della presente relazione finanziaria semestrale, i parametri finanziari relativi ai prestiti obbligazionari della Società , la cui ultima misurazione è riferita alla data del 31 dicembre 2025, in linea con le previsioni del regolamento dei prestiti obbligazionari, risultano rispettati.

I Debiti e passività per lease pari a 13.758 migliaia si riferiscono al valore attuale della quota scadente oltre i 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile dei lease previsto dal principio IFRS 16.

I Debiti verso soci terzi per finanziamenti pari a 20.779 migliaia al 30 giugno 2026, si riferiscono a finanziamenti concessi dai soci di minoranza in relazione allo sviluppo dei parchi eolici.

La voce si riferisce principalmente all’investimento di SIMEST, effettuato in forma mista tra aumento di capitale sociale e finanziamento soci, diretto ad affiancare Alerion:

- per 9.951 migliaia, al netto di costi accessori pari a 100 migliaia di euro, a sostegno dello sviluppo di Alerion in Spagna, per il tramite della sua controllata;

- per 10.929 migliaia di euro, al netto di costi accessori, a supporto delle iniziative del Gruppo in Romania, attraverso la controllata Alerion Renewable RO S.r.l.. Successivamente all’aumento di capitale nella holding delle

Pagina | 68 attività in Romania in data 6 dicembre 2023, SIMEST detiene una partecipazione del 49% in Alerion Renewable S.r.l., società di cui Alerion Clean Power S.p.A. mantiene il controllo con il 51% del capitale sociale.

Considerando che nella sostanza le due operazioni SIMEST si configurano come un’operazione di finanziamento e tenendo conto della presenza di un’opzione “put” esercitabile dalla controparte, il Gruppo ha considerato SIMEST quale un finanziatore e, ai fini del consolidamento di Comiolica S.L. e della controllata rumena Alerion Renewable RO, non ha fatto emergere interessi di minoranza nel bilancio consolidato del Gruppo.

22. PASSIVITA’ FINANZIARIE CORRENTI

Le passività finanziarie correnti ammontano a 68.114 migliaia di euro (69.973 migliaia di euro al 31 dicembre 2025), e sono così dettagliate:

(Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie 56.864 61.686 Debiti verso Obbligazionisti 7.080 4.181 Debiti per Lease Operativi 1.198 1.174 Debiti verso soci terzi per finanziamenti 541 432 Debiti verso altri finanziatori 2.431 2.500 Totale passività finanziarie correnti 68.114 69.973

I Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie sono pari a 56.864 migliaia di euro mentre erano pari a 61.686 migliaia di euro al 31 dicembre 2025. Il decremento è dovuto principalmente alla parziale chiusura delle linee di credito, garantite da titoli obbligazionari, a disposizione del gruppo per 10.000 migliaia di euro, parzialmente compensato dalla dall’incremento del debito per finanziamenti bancari e in project per 5.702 migliaia di euro.

La voce

Debiti correnti per finanziamenti e linee bancarie , pari a 56.864 migliaia di euro, include i debiti verso banche per l’utilizzo di linee di credito per 35.000 migliaia di euro e le quote a breve termine dei finanziamenti bancari e in project financing relative agli impianti di: i) Green Energy Sardegna S.r.l. per 1.811 migliaia di euro , ii) Fri- El Albareto S.r.l. per 1.265 migliaia di euro, iii) Plose S.r.l. per 1.344 migliaia di euro, iv) Alerion Petrarola S.r.l. per il progetto Grottole PV per 498 migliaia di euro, v) Alerion Seddanus S.r.l. per 763 migliaia di euro, vi) Brunale S.r.l. per i progetti di Cava Lucera e Torremaggiore per 533 migliaia di euro, vii) Bastia Nuova S.r.l. per 336 migliaia di euro, viii) Alerion Arlena S.r.l. per 1.126 migliaia di euro, ix) Alerion San Marco S.r.l. per 246 migliaia di euro, x) Licodia Eubea Solar S.r.l. per 352 migliaia di euro, xi) Fucini 4 S.r.l. per 299 migliaia di euro e xii) Milestone Windfarm Ltd. per 1.562 migliaia di euro.

Inoltre, si evidenzia che i) la quota corrente del finanziamento con Mediocredito ottenuto da Alerion Clean Power S.p.A.

è pari a 219 migliaia di euro , ii) la quota corrente del finanziamento con Monte dei Paschi ottenuto da Alerion Clean Power S.p.A. per 2.857 migliaia di euro e iii) i finanziamenti bancari sottoscritti dalla Capogruppo con Credit Agricole risultano pari a 8.592 migliaia di euro al 30 giugno 2026 in relazione ai progetti Conti Green Project, Alerion Racari ed Alerion Arlena.

La quota corrente del Debito verso obbligazionisti al 30 giugno 2026 pari a 7.08 0 migliaia di euro (pari a 4.181 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) si riferisce al valore degli interessi maturati nel semestre in relazione ai prestiti obbligazionari emessi dal Gruppo e non ancora rimborsati, in particolare: i) il prestito obbligazionario stipulato in data 17 maggio 2022 con durata 2022 -2028, ii) il prestito obbligazionario stipulato in data 12 dicembre 2023 con durata 2023- 2029, iii) il prestito obbligazionario stipulato in data 11 dicembre 2024 con durata 2024 -2030 e iv) il nuovo prestito obbligazionario stipulato in data 6 febbraio 2026 con durata 2026 -2032. Rispetto al 31 dicembre 2025 è avvenuto il rimborso in data 25 marzo 2026 del prestito obbligazionario 2021 -2027 a seguito dell’esercizio della facoltà di rimborso anticipato comunicata dal Gruppo in data 19 febbraio 2026. Il prestito obbligazionario 2021 – 2027 era stato sottoscritto il 3 novembre 2021 per un controvalore di 200.000 migliaia di euro.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 69 I Debiti e passività finanziarie per lease, pari a 1.198 migliaia di euro (1.174 migliaia di euro al 31 dicembre 2025), si riferiscono al valore attuale della quota scadente entro 12 mesi dei futuri canoni di lease iscritti secondo il modello di rilevazione contabile previsto dal principio IFRS 16.

23. STRUMENTI DERIVATI

(Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Variazione Crediti non correnti per strumenti derivati 1.822 2.024 (202) Crediti correnti per strumenti derivati 1.874 1.159 715 Totale crediti per strumenti derivati (a) 3.696 3.183 513 Debiti non correnti per strumenti derivati 118 114 4 Debiti correnti per strumenti derivati 417 262 155 Totale debiti per strumenti derivati (b) 535 376 159 Ammontare netto del fair value per strumenti derivati = (a - b) 3.161 2.807 354 Alla data del 30 giugno 2026, gli strumenti derivati in bilancio, iscritti tra le attività , ammontano complessivamente a 3.696 migliaia di euro (3.183 migliaia di euro al 31 dicembre 2025), di cui la quota corrente, pari a 1.87 4 migliaia di euro, rappresenta i flussi di cassa con scadenza entro l’esercizio, mentre la quota non corrente, pari a 1.82 2 migliaia di euro, include i flussi di cassa futuri fino al termine del contratto derivato in corrispondenza del rimborso del finanziamento in project financing.

Alla data del 30 giugno 2026, gli strumenti derivati in bilancio, iscritti tra le passività , ammontano complessivamente a 535 migliaia di euro (376 migliaia di euro al 31 dicembre 2025), di cui la quota non corrente, pari a 118 migliaia di euro, include i flussi di cassa futuri fino al termine del contratto derivato in corrispondenza del rimbors o del finanziamento in project financing, mentre la quota corrente, pari a 417 migliaia di euro, rappresenta i flussi di cassa con scadenza entro l’esercizio.

Al 30 giugno 2026 sono in essere le seguenti operazioni di finanziamento, per le quali sono state attivate le coperture dal rischio di cash flow:

Pagina | 70

Controparte (Società)

(valori in Euro/000) Project

financing

oggetto di

Copertura

con IRS Nozionale Derivato Fair value

strumenti

derivati al

30 giugno

2026 Quota a CFH Quota a CE Fair value

strumenti

derivati al

31 dicembre

2025

Banco BPM (Fucini) 2.784 2.802 247 (12) 0 259 Banca Nazionale del Lavoro (Brunale Torremaggiore) 2.696 1.880 (38) (38) 0 0 Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #3 8.445 4.250 40 22 0 18 BPER Banca (Alerion Petrarola) 8.430 6.186 71 9 5 57 Unicredit (Green Energy Sardegna) 17.423 13.279 885 (21) 0 906 Banca Nazionale del Lavoro (Brunale Cava Lucera) 3.792 2.642 (53) (53) 0 0 Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #1 16.154 8.125 (105) 102 0 (207) Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #2 11.305 5.692 12 34 1 (23) Crédit Agricole Italia (Licodia Eubea Solar) 7.158 3.142 21 4 0 17 Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #4 11.305 5.692 31 31 1 (1) Hamburg Commercial Bank (Milestone Windfarm) #1 4.096 fwd start 38 0 0 38 Hamburg Commercial Bank (Milestone Windfarm) #2 8.358 fwd start 112 (10) 0 122 Banca Comercială Română (Plose) 17.825 12.480 23 25 0 (2) MPS (Alerion Clean Power SACE) 49.296 25.000 (23) (23) 0 0 Unicredit (Fri -el Albareto) 11.644 9.069 718 (27) 0 745 Strumenti Derivati su Project Financing 180.711 10 0.239 1.979 43 7 1.929

Controparte (Società)

(valori in Euro/000) Commodity

Swap Nozionale

Derivato

(GWh) Fair value

strumenti

derivati al

30 giugno

2026 Quota a CFH Quota a CE Fair value

strumenti

derivati al

31 dicembre

2025

MPS (Alerion Clean Power) 0 62 1.464 588 0 876 Unicredit (Alerion Clean Power) 0 60 (282) (282) 0 0 Strumenti Derivati Commodity Swap 0 12 2 1.182 306 0 876 Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente 3.161 349 7 2.805 relativo effetto fiscale (776) (102) (2) (672) Strumenti derivati riconducibili a partecipazioni consolidate integralmente al netto del relativo effetto fiscale 2.385 247 5 2.133

Controparte (Società)

(valori in Euro/000)

Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto Project

financing

oggetto di

Copertura

con IRS Nozionale Derivato Fair value

strumenti

derivati al

30 giugno

2026 Quota a CFH Quota a CE Fair value

strumenti

derivati al

31 dicembre

2025

Unicredit (Enermac)* 16.382 6.243 447 25 (3) 425 Strumenti Derivati riconducibil i a partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto 16.382 6.243 447 25 (3) 425 relativo effetto fiscale (107) (6) 1 (102) Strumenti derivati riconducibili a partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto al netto dell'effetto fiscale 340 19 (2) 323 (*) partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto in accordo con l'IFRS 11 Il Gruppo stipula contratti di Interest Rate Swap per gestire il rischio derivante dalla variazione dei tassi di interesse sui finanziamenti in project financing detenuti con diversi pool di banche, e su richiesta delle medesime (condizione per la stipula di operazioni in Project Financing), convertendo le linee dei finanziamenti dedicate agli investimenti da tassi variabili a tassi fissi. Alla data di bilancio risultano in essere contratti di Interest Rate Swap per un nozionale di circa 100.239 migliaia di euro, che fissano l’interesse ad un tasso IRS medio corrispondente a circa il 4% per un periodo lungo mediamente 15 anni dalla data di stipula.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 71 Si segnala che il Gruppo stipula contratti di Commodity Swap sul prezzo dell’energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell’energia elettrica sulla propria marginalità e conse guentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti prevedono la conversione da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale – PUN) a prezzo fisso e sono calcolati su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano in essere contratti per un Nozionale di circa 122 GWh su scadenze relative all’esercizio in corso.

La variazione di periodo del fair value degli Interest Rate Swap su project financing è positiva per 50 migliaia di euro, prevalentemente riconducibile al regolamento dei differenziali nel corso del semestre.

La variazione del Fair Value degli strumenti Commodity Swap sul prezzo dell’energia risulta positiva per 306 migliaia di euro per effetto dei maggiori valori attesi dei prezzi dell’energia per le scadenze coperte. La variazione è stata rilevata interamente a patrimonio netto.

Al 30 giugno 2026 il portafoglio derivati del Gruppo che qualifica per Hedge Accounting è riportato nella tabella sottostante:

Pagina | 72

Controparte (*)

dati al 30 giugno 2026 (valori in Euro/000) Nozionale Fair

value al

30

giugno

2026 Inception

Date Effective

Date Termination Date Tasso

Fisso Tasso

Variabile

Strumenti Derivati su Tassi di

Interesse

Banco BPM (Fucini) 2.802 247 18/01/2022 30/06/2022 30/06/2032 0,47% Euribor 6M Banca Nazionale del Lavoro (Brunale Torremaggiore) 1.880 (38) 10/04/2026 31/03/2026 29/03/2041 3,06% Euribor 3M Unicredit (Green Energy Sardegna) 13.279 885 30/10/2018 31/12/2018 29/06/2035 1,23% Euribor 6M Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #3 4.250 40 16/04/2025 16/04/2025 30/06/2032 2,24% Euribor 3M BPER Banca (Alerion Petrarola) 6.186 71 14/05/2025 04/04/2025 31/12/2039 2,63% Euribor 6M Banca Nazionale del Lavoro (Brunale Cava Lucera) 2.642 (53) 10/04/2026 31/03/2026 29/03/2041 3,06% Euribor 3M Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #1 8.125 (105) 06/11/2023 23/10/2023 28/12/2028 3,33% Euribor 6M Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #2 5.692 12 07/10/2024 27/09/2024 30/09/2032 2,49% Euribor 3M MPS (Alerion Clean Power SACE) 25.000 (23) 09/01/2026 31/12/2025 28/09/2035 2,66% Euribor 3M Crédit Agricole Italia (Licodia Eubea Solar) 3.142 21 30/09/2025 31/12/2025 30/06/2039 2,73% Euribor 6M Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #4 5.692 31 09/10/2025 31/12/2025 30/09/2032 2,38% Euribor 3M Hamburg Commercial Bank (Milestone Windfarm) #1 fwd start 38 30/10/2025 30/06/2027 30/03/2033 2,22% Euribor 3M Hamburg Commercial Bank (Milestone Windfarm) #2 fwd start 112 30/10/2025 30/06/2027 30/03/2035 2,24% Euribor 3M Banca Comercială Română (Plose) 12.480 23 31/10/2025 31/12/2025 29/06/2040 2,80% Euribor 6M Unicredit (Fri- el Albareto) 9.069 718 15/02/2019 28/06/2019 29/06/2035 0,95% Euribor 6M Strumenti Derivati su Tassi di Interesse 100.239 1.979

Controparte (*)

dati al 30 giugno 2026 (valori in

Euro/000) Nozionale

(GWh) Fair

value al

30

giugno

2026 Inception

Date Effective

Date Termination Date Prezzo

Fisso Prezzo

Variabile

Strumenti derivati su Commodities Unicredit (Alerion Clean Power) 30 (145) 11/03/2026 01/07/2026 30/09/2026 131 Prezzo Unico

Nazionale

(PUN)

Unicredit (Alerion Clean Power) 30 (137) 11/03/2026 01/10/2026 31/12/2026 131 Prezzo Unico

Nazionale

(PUN)

MPS (Alerion Clean Power) 31 770 19/03/2026 01/07/2026 30/09/2026 161 Prezzo Unico

Nazionale

(PUN)

MPS (Alerion Clean Power) 31 694 19/03/2026 01/10/2026 31/12/2026 158 Prezzo Unico

Nazionale

(PUN)

Strumenti derivati su Commodities 122 1.182 Strumenti Derivati riconducibili a

partecipazioni consolidate

integralmente 3.161

Controparte (*)

dati al 30 giugno 2026 (valori in

Euro/000) Nozionale

(GWh) Fair

value al

30

giugno

2026 Inception

Date Effective

Date Termination Date Prezzo

Fisso Prezzo

Variabile

Strumenti derivati su Tassi di

Interesse

Unicredit (Enermac) 6.243 447 22/12/2023 30/06/2022 29/06/2035 1,93% Euribor 6M Strumenti Derivati riconducibili a partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 6.243 447 (*) Si specifica che in caso di finanziamenti concessi da un pool di banche il termine "Controparte" identifica la banca Agen te del pool

Il fair value netto dei contratti di interest rate swap e dei commodity swap sul prezzo dell’energia riconducibile alle società consolidate integralmente in essere al 30 giugno 2026 è stimato in un ammontare positivo corrispondente a 3.161 migliaia di euro (al 31 dicembre 20 25 era positivo per 2.805 migliaia di euro).

Al netto del relativo effetto fiscale, la riserva di Cash Flow Hedge di Gruppo, che era positiva per 2.326 migliaia di euro al 31 dicembre 2025, al 30 giugno 2026 è positiva per 2.592 migliaia di euro.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 73 Movimenti Riserva CFH

Società Riserva

CFH** al

30

giugno

2026 Riserva

CFH al

31

dicembre

2025 Regolamento

differenziali Adeguame

nto al Fair

Value

Banco BPM (Fucini) 247 259 (25) 13 Banca Nazionale del Lavoro (Brunale Torremaggiore) (38) 0 5 (43) Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #3 40 18 4 18 BPER Banca (Alerion Petrarola) 66 57 16 (7) (*) Unicredit (Enermac) 379 354 (13) 38 Unicredit (Green Energy Sardegna) 885 906 (63) 42 Banca Nazionale del Lavoro (Brunale Cava Lucera) (53) 0 5 (58) Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #2 12 (22) 13 21 Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #1 (105) (207) 54 48 Crédit Agricole Italia (Licodia Eubea Solar) 21 17 10 (6) Crédit Agricole Italia (Alerion Clean Power) #4 31 0 9 22 Hamburg Commercial Bank (Milestone Windfarm) #1 21 21 0 0 Hamburg Commercial Bank (Milestone Windfarm) #2 50 60 0 (10) Banca Comercială Română (Plose) 23 (2) 44 (19) MPS (Alerion Clean Power SACE) (23) 0 73 (96) MPS (Alerion Clean Power) 1.464 876 183 405 Unicredit (Alerion Clean Power) (282) 0 0 (282) Unicredit (Fri el Albareto) 718 745 (56) 29 Riserva Cash Flow Hedge before tax 3.456 3.082 259 115 Imposte differite (864) (756) (72) (36) Riserva Cash Flow Hedge Netta 2.592 2.326 187 79 (*) partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto in accordo con l'IFRS 11 (**) CFH (Riserva Cash Flow Hedge) La riserva di cash flow Hedge al netto dell’effetto fiscale al 30 giugno 2026 si è incrementata di 266 migliaia di euro rispetto al 31 dicembre 2025, con un impatto positivo sul patrimonio netto consolidato per effetto principalmente del regolamento delle cedole IRS scadute nel periodo e della variazione della riserva afferente al commodity swap sul prezzo di vendita dell’energia elettrica.

Si evidenzia che la riserva di cash flow Hedge relativa ai contratti di Commodity Swap che al 31 dicembre 2025 ammontava ad un valore positivo pari a 876 migliaia di euro al lordo dell’effetto fiscale è stata rilasciata a conto economico nel corso del primo semestre 2026, contestualmente al manifestarsi delle produzioni di energia elettrica coperte. Alla data del 30 giugno 2026 la riserva aperta sulle nuove coperture ammonta ad un valore positivo pari a 1.182 migliaia di euro al lordo dell’effetto fiscale .

Attività e passività finanziarie che non sono state oggetto di copertura Attualmente, il Gruppo non ha coperto le seguenti tipologie di strumenti finanziari:

− debiti finanziari rappresentati in particolare dal debito verso l’istituto bancario Mediocredito in capo alla controllante complessivamente per 219 migliaia di euro;

− depositi bancari, a vista e a breve termine (scadenza massima tre mesi), utilizzati per impieghi temporanei di liquidità.

24. TFR E ALTRI FONDI RELATIVI AL PERSONALE

La voce ammonta a 1.926 migliaia di euro (1.730 migliaia di euro al 31 dicembre 2025) ed include il valore attuariale dell’effettivo debito del Gruppo verso tutti i dipendenti determinato applicando i criteri previsti dallo IAS 19.

Pagina | 74 (Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Variazione

TFR 1.926 1.730 196

Totale TFR ed altri fondi relativi al personale 1.926 1.730 196 Di seguito vengono riassunte le ipotesi attuariali utilizzate per la definizione del fondo:

Tabella_Ipotesi attuariali ed economico finanziarie Data di calcolo 30/06/2026 Tasso di mortalità Tavole IPS55 Tassi di invalidità Tavole INPS -2000 Tasso di rotazione del personale 2,00% Tasso di attualizzazione* 4,02% Tasso incremento retribuzioni 1,00% Tasso di anticipazioni 1,00% Tasso d'inflazione 2,00% I dipendenti del Gruppo al 30 giugno 2026 risultano pari a 220 unità. Di seguito si riporta il dettaglio della composizione:

Consistenza al

31.12.25 Incrementi Decrementi Consistenza al 30.06.2026 Consistenza media del

periodo

Dirigenti 6 0 0 6 6

Quadri e

Impiegati 120 18 (21) 117 114 Operai 88 22 (13) 97 96

Totale

dipendenti 214 40 (34) 220 216 Di seguito si forniscono le informazioni relative all’età media del personale ed alla sua formazione:

Età media Laureati al 31.12.2025 al 30.06.2026 al 31.12.2025 al 30.06.2026 Dirigenti 48 49 6 6 Quadri e Impiegati 39 40 78 82 Operai 33 34 0 0 Media 36,5 37,6 84 88

25. FONDI PER RISCHI ED ONERI FUTURI

(Euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 Variazione Fondo imposte e contenzioso fiscale 842 1.137 (295) Fondo rischi per controversie legali 183 223 (40) Fondi su altri rischi 5.656 5.700 (44) Totale fondi per rischi ed oneri futuri 6.681 7.060 (379)

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 75

Si riporta di seguito la movimentazione dei Fondi per rischi e oneri futuri :

(Euro/000) Imposte e

contenzioso

fiscale Rischi per controversie legali Fondi su altri

rischi Totale

Consistenza al 31 dicembre 2025 1.137 223 5.700 7.060 Accantonamenti 15 16 161 192 (Utilizzi / rilasci) (310) (56) (205) (571) Consistenza al 30 giugno 2026 842 183 5.656 6.681

La voce Imposte e contenzioso fiscale include accantonamenti relativi alla maggiore imposta ICI/IMU ricalcolata principalmente sulla base delle rendite rideterminate dall’Agenzia del Territorio. Al 30 giugno 2026 ammonta a 842 migliaia di euro, mentre era pari a 1.137 migliaia di euro al 31 d icembre 2025.

Il Fondo rischi per controversie legali è iscritto a fronte degli oneri legali relativi alle controversie in essere e riflette la stima aggiornata dei rischi sulle cause legali al 30 giugno 2026.

La voce Fondi su altri rischi include principalmente:

• i costi di smantellamento degli impianti per 4 .039 migliaia di euro (al 31 dicembre 2025 3.977 migliaia di euro).

In relazione a quanto previsto dallo IAS 16 e dallo IAS 37 in materia di rilevazione degli oneri di ripristino del sito su cui operano i parchi eolici, si è provveduto ad incrementare il fo ndo oneri iscritto di 62 migliaia di euro, in contropartita della voce immobilizzazioni materiali, in collegamento alla variazione dei tassi di attualizzazione;

• tra i Fondi per altri rischi è compreso anche un fondo a copertura di obbligazioni stimate derivanti da accordi e impegni con enti territoriali connessi all'esercizio degli impianti del Gruppo. Il fondo riflette la stima aggiornata degli oneri attesi al 30 giugno 2026 per 788 migliaia di euro.

Una descrizione più dettagliata delle controversie legali è riportata nella nota “39” “Controversie legali”.

26. IMPEGNI E GARANZIE

Gli impegni contrattuali assunti dal Gruppo Alerion e le garanzie prestate a terzi e risultanti al 30 giugno 2026 sono di seguito riepilogate:

• Fideiussioni o Garanzie rilasciate in favore di terzi relative a società consolidate integralmente per complessivi 437.668 migliaia di euro di cui:

- 202.924 migliaia di euro relativi a finanziamenti bancari, in project financing e verso soci di minoranza. Le garanzie relative a project financing ammontano a 62.925 migliaia di euro il cui debito residuo in bilancio è pari a 78.135 migliaia di euro;

- 208.247 migliaia di euro a garanzia di contratti di fornitura stipulati dal gruppo attraverso le proprie SPV in sviluppo;

- 14.683 migliaia di euro a copertura degli obblighi di ripristino ambientale iscritti nei titoli autorizzativi in capo alle SPV;

- 1.985 migliaia di euro in favore del Gestore Servizi Energetici – GSE S.p.A. per la partecipazione alle

rispettive aste

- 9.828 migliaia di euro per altri obblighi.

• Fideiussioni o Garanzie rilasciate in favore di terzi relative a società consolidate con il metodo del patrimonio netto per complessivi 10 1.861 migliaia di euro di cui:

Pagina | 76

- 45.865 migliaia di euro relativi a finanziamenti bancari e in project financing. Le garanzie relative a project financing ammontano a 45.865 migliaia di euro il cui debito residuo in bilancio è pari a 43.452 migliaia di euro;

- 47.229 migliaia di euro a garanzia di contratti di fornitura stipulati dal gruppo attraverso le proprie SPV in sviluppo;

- 3.300 migliaia di euro a copertura degli obblighi di ripristino ambientale iscritti nei titoli autorizzativi in capo alle SPV;

- 3.241 migliaia di euro in favore del Gestore Servizi Energetici – GSE S.p.A. per la partecipazione alle rispettive aste e 2.225 migliaia di euro per altri obblighi.

• Pegno sulle quote delle seguenti società: Fri -EL Albareto S.r.l., Green Energy Sardegna S.r.l., Anemos Wind S.r.l., Alperion (ex Naonis Wind S.r.l.), Enermac S.r.l., Fri -el Solar S.r.l., Plose S.r.l., Bastia Nuova S.r.l., Eolo Energia Bivona S.r.l., Alerion Seddanus S.r.l., Brunale S.r.l. e Alerion San Marco S.r.l. a garanzia dei finanziamenti in project Finance.

CONTO ECONOMICO

27. RICAVI OPERATIVI

I Ricavi operativi del primo semestre 2026 ammontano a 73.119 migliaia di euro (66.298 migliaia di euro nel primo semestre 2025) e si riferiscono principalmente a:

- ricavi per vendita di energia elettrica per 68.556 migliaia di euro (59.225 migliaia di euro al 30 giugno 2025);

- ricavi da tariffa incentivante e da garanzie di origine per 4.563 migliaia di euro (7.073 migliaia di euro al 30 giugno 2025).

Nel primo semestre 2026 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente inclusivo anche dell’incentivo secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex “certificati verdi” è stato pari a 162,9 euro per MWh, rispetto ai 170,6 euro per MWh del medesimo periodo 2025. In particolare:

• il ricavo medio di cessione dell’energia elettrica nel primo semestre 2026 per gli impianti consolidati integralmente è stato pari a 113 euro per MWh, rispetto a 110, 4 euro per MWh del medesimo periodo del 2025;

• il prezzo medio degli incentivi nel primo semestre 2026 è stato pari a 50,45 euro per MWh (55,3 euro per MWh nel medesimo periodo del 2025).

• i parchi Eolici di Villacidro ed Albareto beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M.

23/06/2016) pari a 66 euro per MWh e nel semestre 2025 anche Morcone- Pontelandolfo prima della cessione.

Il prezzo medio di vendita nel periodo per l’impianto di Krupen in Bulgaria è stato pari a circa 95 Euro per MWh. In particolare, in Bulgaria il sistema di incentivazione, che prima era di tipo fisso da giugno 2019 è diventato variabile: l’energia elettrica prodotta viene venduta sul libero mercato attraverso dei trader al miglior prezzo di negoziazione e successivamente l’Autorità riconosce per ogni MWh prodotto un premio aggiuntivo, che viene determinato annualmente al 30 giugno.

Si segnala che il Gruppo ha inoltre stipulato nel periodo contratti di Commodity Swap sul prezzo dell’energia elettrica per gestire il rischio di prezzo, contenere la volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell’energia elettri ca sulla propria marginalità e conseguentemente stabilizzare i relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti. Tali contratti, prevedono la conversione, da prezzo variabile (Prezzo Unico Nazionale – PUN) a prezzo f isso, calcolata su un predeterminato importo Nozionale. Alla data di bilancio risultano stipulati contratti per un Nozionale di circa 122 GWh, da scambiare nel secondo semestre del 2026.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 77

28. ALTRI RICAVI E PROVENTI DIVERSI

Gli Altri Ricavi del primo semestre 2026 sono pari a 10.27 7 migliaia di euro (11.337 migliaia di euro nel primo semestre 2025) in linea con i valori rilevati lo scorso semestre.

Gli altri ricavi si riferiscono principalmente a:

• consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società le cui partecipazioni sono valutate con il metodo del Patrimonio Netto per 4.532 migliaia di euro (2.444 migliaia di euro nel primo semestre 2025);

• indennizzi assicurativi per interventi sui siti produttivi e indennizzi relativi alla mancata produzione complessivamente per 2 .472 migliaia di euro, riconosciuti a conto economico al momento in cui è accertato l’atto di liquidazione (184 migliaia di euro nel primo semestre 2025);

• contributi ex -lege 488/92 e contributo P.O.R., ottenuti rispettivamente per la costruzione degli impianti eolici di Albanella, Agrigento, Campidano, Ricigliano, Grottole e Anglona per complessivi 786 migliaia di euro (786 migliaia di euro nel primo semestre 2025).

29. COSTI OPERATIVI

I Costi operativi del primo semestre 2026 ammontano a 30.645 migliaia di euro (26.787 migliaia di euro nel primo semestre 2025) e sono così dettagliati:

(Euro/000) I Semestre 2026 I Semestre 2025

Costi operativi

Personale 7.532 8.041 CDA e Costi Societari 1.492 1.099 Consulenze e collaborazioni 5.044 4.149 Assicurazioni 2.091 1.351 Manutenzione 6.691 6.776 Royalties e Locazioni 1.868 1.815

IMU 331 326

Altri Costi di produzione e sbilanciamenti 262 251 Altri costi di gestione 5.217 2.843 Altri Costi operativi 22.99 6 18.610 Accantonamenti fondi rischi 117 136 Accantonamenti per rischi 117 136 Totale costi operativi 30.645 26.787 I costi operativi del primo semestre 2026 sono pari a 30.645 migliaia di euro in aumento rispetto ai 26.787 migliaia di euro del 2025 per 3.858 migliaia di euro. I costi del personale evidenziano invece un decremento di 509 migliaia di euro, confrontando i valori dei due periodi.

La voce CdA e costi societari nel primo semestre 2026 è pari a 1.492 migliaia di euro, in aumento rispetto al valore del primo semestre 2025 (1.099 migliaia di euro).

La voce Consulenze è pari a 5.044 migliaia di euro, in incremento di circa 895 migliaia di euro rispetto al periodo precedente quando la voce ammontava a 4.149 migliaia di euro. La voce Royalties e Locazioni è pari a 1.868 migliaia di euro alla fine del primo semestre 2026, in aumento di circa 53 migliaia di euro rispetto al periodo precedente per effetto della contrazione dei ricavi da vendita di energia elettrica.

Pagina | 78 I Costi di manutenzione comprendono principalmente i costi di manutenzione degli impianti operativi e nel primo semestre 2026 sono pari a 6.691 migliaia di euro, in decremento rispetto ai valori espressi nell’analogo periodo di 6.776 migliaia di euro.

La voce Accantonamenti per rischi ammonta a 117 migliaia di euro, rispetto a 136 migliaia di euro al 30 giugno 2025.

La tabella seguente riporta il dettaglio del costo del personale.

(Euro/000) I Semestre 2026 I Semestre 2025 Salari, stipendi e oneri sociali 5.315 5.633 Oneri sociali 1.530 1.559 Trattamento di fine rapporto 312 220 Altri costi del personale 375 629 Totale costi del personale 7.532 8.041

30. AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

Nella tabella seguente vengono riportate le voci di dettaglio relative ad ammortamenti e svalutazioni:

(Euro/000) I Semestre 2026 I Semestre 2025 Ammortamenti Immateriali 7.785 7.872 Ammortamenti Materiali 18.508 18.441 Totale ammortamenti e svalutazioni 26.293 26.313

La voce ammortamenti, sostanzialmente in linea con quanto rilevato nel precedente periodo (con un leggero decremento), risulta pari a 26.293 migliaia di euro ed è riconducibile interamente all’ammortamento degli impianti operativi del Gruppo (nel primo semestre 2025 erano pari a 26.313 migliaia di euro).

Si segnala che la quota di ammortamento dei beni iscritti in accordo con il principio di riferimento IFRS 16 come Terreni o Fabbricati, ammonta al 30 giugno 2026 a 655 migliaia di euro.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 79

31. PROVENTI (ONERI) FINANZIARI

Nella tabella seguente vengono riportate le voci di dettaglio che compongono il risultato della gestione finanziaria:

(Euro/000) I Semestre 2026 I Semestre 2025

Proventi finanziari:

interessi da banche 1.374 1.259 proventi da strumenti derivati 150 430 proventi finanziari verso terzi 3.625 3.604 altri proventi finanziari 572 289 Totale Proventi finanziari 5.721 5.582

Oneri finanziari:

interessi su Prestito Obbligazionario (17.257) (17.192) interessi e oneri finanziari (4.249) (4.701) altri oneri finanziari (1.605) (533) Totale Oneri finanziari: (23.111) (22.426) Totale proventi ed oneri finanziari (17.390) (16.844)

Proventi finanziari

I Proventi finanziari sono pari a 5.721 migliaia di euro nel primo semestre 2026 in aumento rispetto allo scorso semestre di 139 migliaia di euro ed includono principalmente gli interessi maturati sulle attività finanziarie del gruppo che rappresentano temporanei impieghi di liquidità: i) strumenti obbligazionari con una durata media di circa 5 anni con primarie controparti finanziarie e ii) giacenze di conto corrente temporaneamente investite in “contratti di time deposit” .

I Proventi da strumenti derivati pari a 150 migliaia di euro includono principalmente i proventi delle cedole IRS a valere sui contratti di finanziamento in project financing, in diminuzione rispetto al primo semestre 2025 quando il valore ammontava a 430 migliaia di euro.

Si evidenzia che l’obiettivo del Gruppo è quello di limitare l’oscillazione degli oneri finanziari che hanno incidenza sul risultato economico, contenendo il rischio derivante dal potenziale rialzo dei tassi di interess e. In tale ottica il Gruppo ricorre mediamente a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap ) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio -lungo termine. Ad ogni data di valutazione si verifica il rispetto delle condizioni di efficacia delle coperture messe in atto.

Oneri finanziari

Gli oneri finanziari sono pari a 23.111 migliaia di euro (22.426 migliaia di euro al 30 giugno 2025) ed includono Interessi e oneri bancari a breve termine per 4.249 migliaia di euro, che si riferiscono principalmente a interessi maturati sull’utilizzo dei finanziamenti “project financing” e Interessi maturati sul prestito obbligazionario per 17.257 migliaia di euro. La voce altri oneri finanziari pari a 1.605 migliaia di euro include oneri finanziari relativi ai debiti per leasing iscritti per il principio IFRS 16 e agli oneri relativi alle differenze sui cambi maturate nel semestre.

Pagina | 80

32. PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI ED ALTRE ATTIVITA’

FINANZIARIE

I proventi netti da partecipazioni sono positivi per 959 migliaia di euro e si riferiscono principalmente a interessi attivi verso controllate (positivi per 1.026 migliaia di euro nel primo semestre 2025 ).

33. IMPOSTE

Il dettaglio della voce Imposte è illustrato nella tabella seguente:

Euro migliaia I Semestre 2026 I Semestre 2025 Imposte correnti (6.612) (4.107) Imposte Differite attive relative all’insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee 1.546 (1.575) Imposte Differite Passive relative all’insorgenza ed al riversamento di differenze temporanee 562 1.844 Imposte sul reddito nel conto economico consolidato (4.504) (3.838)

Imposte differite e imposte anticipate La composizione delle imposte differite e anticipate al 30 giugno 2026 è la seguente:

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 81 Stato patrimoniale consolidato Conto

economico

consolidato Altri

utili/(perdite)

complessivi e

altre variazioni Conto economico

consolidato

Valori in migliaia di euro 30/06/2026 31/12/2025 Variazione I Semestre 2026 I Semestre 2025 (A) Fondo imposte differite

passive

Attualizzazione Trattamento Fine Rapporto (8) (8) 0 0 0 0 Imposte differite su differenze temporanee relative a Dividendi non imponibili e ammortamenti (2.996) (2.979) (17) (17) 0 60 Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease finanziari (2.425) (2.559) 134 134 0 135 Imposte differite su differenze temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo (144) (144) 0 0 0 (192) Aggregazione aziendale (IFRS3) (35.375) (36.878) 1.503 1.503 0 1.154 Strumenti Derivati (1.245) (29) (1.216) (79) (1.137) 1.856 Adeguamento ai principi contabili di Gruppo (4.224) (3.347) (877) (979) 102 (1.169) Totale (A) (46.417) (45.944) (473) 562 (1.035) 1.844 (B) Attività per Imposte

anticipate

Imposte anticipate su differenze temporanee per iscrizioni di fondi rischi, ammortamenti 5.012 4.803 209 209 0 192 Strumenti Derivati 453 (753) 1.206 164 1.042 772 Rettifiche di consolidato ai fini dell'adeguamento del bilancio ai principi IFRS utilizzati dal Gruppo (4.313) (4.752) 439 (711) 1.150 823 Imposte anticipate su differenze temporanee relative ad eccedenze di interessi passivi 1.396 (75) 1.471 1.471 0 (25) Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate per applicazione IFRS 16 Lease operativi 371 360 11 11 0 12 Imposte anticipate su differenze temporanee rilevate sulle elisioni intragruppo 653 679 (26) (26) 0 (29) Perdite disponibili per la compensazione con utili futuri tassabili 5.867 2.677 3.190 841 2.349 (3.355) Altre differenze temporanee deducibili 18.933 21.695 (2.762) (413) (2.349) 35 Totale (B) 28.372 24.634 3.738 1.546 2.192 (1.575) Attività per imposte differite nette (18.045) (21.310) 3.265 2.108 1.157 269 Imposte correnti (6.612) (4.107) Totale imposte dell'esercizio (4.504) (3.838)

Attività per imposte anticipate e Fondo Imposte differite Passive La differenza rispetto al 31 dicembre 2025 pari a 3.265 migliaia di euro è stata recepita, in parte direttamente tra le variazioni negative di patrimonio netto e in parte nel conto economico consolidato.

Le passività per imposte differite sono rilevate principalmente sull’iscrizione di attività immateriali a seguito di aggregazioni aziendali, su dividendi non imponibili e ammortamenti, e sull’applicazione dell’IFRS 16 per leasing finanziari.

Le imposte anticipate sono rilevate principalmente:

- come beneficio fiscale dei futuri maggiori ammortamenti deducibili sulle rivalutazioni dei beni effettuate nei bilanci civilistici al 31 dicembre 2020, al fine di allineare il carico fiscale in consolidato con quello di bilanci civilistici;

- su differenze temporanee per iscrizioni di fondi rischi, connesse all’iscrizione di fondi rischi in Alerion Clean Power S.p.A. e Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione.

Pagina | 82

- sull'eccedenza degli interessi passivi sul ROL, per le quali si ritiene vi sia la ragionevole certezza del riassorbimento nei periodi d'imposta successivi ai sensi dell'art. 96 del TUIR.

- su differenze temporanee, rilevate sulle elisioni infragruppo e connesse principalmente a oneri finanziari su finanziamenti infragruppo, capitalizzati nei bilanci civilistici delle società controllate.

- Nella determinazione delle imposte si è fatto riferimento all’aliquota IRES e, ove applicabile, all’aliquota IRAP vigenti, in relazione al periodo di imposta che comprende la data del 30 giugno 2026 e al momento in cui si stima si riverseranno le eventuali differenze temporanee .

Imposte correnti

Si riporta qui di seguito il prospetto relativo alla riconciliazione tra onere fiscale teorico ed effettivo:

(Euro migliaia) Totale

Reddito ante imposte consolidato 10.992 Imposta teorica 8.050 Differenze permanenti (2.273) Differenze temporanee 3.923 Utilizzo perdite fiscali pregresse (781) Deduzione ACE 0 Altre variazioni in Consolidato Fiscale (2.593) Imposta effettiva 6.327 % Imposta effettiva 57,56%

Altre imposte (105) Imposte correnti derivanti da rettifiche di consolidamento 390 Totale imposte correnti 6.612

Imposte anticipate e differite 847 Fiscalità differita da rettifiche di consolidamento (2.955)

Totale imposte anticipate e differite (2.108)

Imposte d'esercizio 4.504

34. RISULTATO PER AZIONE

L’utile base per azione è calcolato dividendo l’utile netto del periodo attribuibile agli azionisti della capogruppo per il numero medio ponderato delle azioni in circolazione durante il periodo, al netto delle azioni proprie acquistate da Alerion Clean Po wer S.p.A. nel corso del primo semestre 2026.

Di seguito sono esposti il reddito e le informazioni sulle azioni ai fini del calcolo dell’utile per azione base e diluito:

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 83

Risultati sintetici

Euro migliaia I Semestre 2026 I Semestre 2025 Risultato netto attribuibile agli azionisti ordinari dalla gestione delle attività in funzionamento 6.488 5.830 Risultato di competenza di Azionisti Terzi 377 585 Utile (perdita) di periodo netta attribuibile agli azionisti della capogruppo 6.111 5.245 Numero Azioni in circolazione

Nr. azioni capitale sociale in circolazione 54.293.010 54.229.403 Azioni proprie alla data 568.010 639.131 Media ponderata delle azioni in circolazione 53.629.562 53.569.448 Utile per azione (Euro) I Semestre 2026 I Semestre 2025 Risultato per azione 0,11 0,10

35. RELAZIONE SULL’ANDAMENTO DEI SETTORI DI ATTIVITA’

Il principio IFRS 8 richiede di identificare i segmenti operativi, oggetto di informativa di settore, sulla base degli elementi regolarmente utilizzati dal management per la gestione e per l’analisi delle performance. Le attività del Gruppo sono focalizzate nel settore eolico.

Anche in considerazione dell’informativa gestionale, vengono di seguito riportati gli schemi relativi all’informativa delle Attività operative , Holding e Equity recycling.

Come già evidenziato nella relazione finanziaria annuale, a seguito dell’iniziativa 'equity recycling', intrapresa da Alerion nell’ultimo trimestre del 2024 e 2025 in attuazione di quanto previsto dalle linee guida del piano industriale è stata individuata una nuova linea di business del Gruppo .

Si riporta di seguito la suddivisione per area geografica per quanto riguarda i ricavi operativi nonostante l’operatività del Gruppo sia concentrata principalmente nel territorio italiano e solamente in via residuale all’estero, rispettivamente l’impianto di Krupen (sito in Bulgaria), di Comiolica (situato in Spagna) e gli impianti fotovoltaici in Romania.

Ricavi operativi per Area Geografica Periodo chiuso al 30 giugno 2026 Periodo chiuso al 30

giugno 2025

(valori in Euro migliaia) Euro migliaia % su totale Euro migliaia % su

totale

Italia Isole 35.02 9 48% 31.011 47% Italia Continente 26.61 5 36% 28.391 43% Spagna 2.735 4% 1.810 3% Bulgaria 1.194 2% 1.172 2% Romania 5.557 7% 3.914 5% Irlanda 1.989 3% 0 0% Ricavi Operativi 73.119 100% 66.298 100%

Pagina | 84 Settori di attività: Stato patrimoniale Attività operative Holding Consolidato (euro/000) 30.06.2026 31.12.2025 30.06.2026 31.12.2025 30.06.2026 31.12.2025

ATTIVITA' NON CORRENTI:

Attività immateriali 289.652 288.515 0 0 289.652 288.515 Attività materiali 778.887 687.816 7.641 7.937 786.528 695.753 Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti 77.442 76.556 59.343 30.249 136.785 106.805 Altre attività non correnti 21.870 20.761 9.599 7.008 31.469 27.769

TOTALE ATTIVITA' NON

CORRENTI 1.167.851 1.073.648 76.583 45.194 1.244.434 1.118.842

ATTIVITA' CORRENTI:

Rimanenze di magazzino 18.413 18.897 0 0 18.413 18.897 Crediti finanziari, partecipazioni e altre attività finanziarie correnti 3.286 3.396 82.698 79.134 85.984 82.530 Crediti vari e altre attività correnti 85.746 68.281 15.848 19.038 101.594 87.319 Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti 50.416 41.107 260.661 302.864 311.077 343.971

TOTALE ATTIVITA' CORRENTI 157.861 131.681 359.207 401.036 517.068 532.717

TOTALE ATTIVITA' 1.325.712 1.205.329 435.790 446.230 1.761.502 1.651.559

PATRIMONIO NETTO 72.237 98.740 326.769 333.906 399.006 432.646

PASSIVITA' NON CORRENTI:

Passività finanziarie non correnti 152.090 122.837 921.372 832.006 1.073.462 954.843 Debiti vari ed altre passività non correnti 65.177 66.178 7.557 7.373 72.734 73.551

TOTALE PASSIVITA' NON

CORRENTI 217.267 189.015 928.929 839.379 1.146.196 1.028.394

PASSIVITA' CORRENTI:

Passività finanziarie correnti 13.297 11.306 55.234 58.929 68.531 70.235 Debiti vari ed altre passività correnti 136.008 107.346 11.761 12.938 147.769 120.284

TOTALE PASSIVITA' CORRENTI 149.305 118.652 66.995 71.867 216.300 190.519

Finanziamenti intersegmento 886.903 798.922 (886.903) (798.922) 0 0

TOTALE PASSIVITA' 1.253.475 1.106.589 109.021 112.324 1.362.496 1.218.913

TOTALE PATRIMONIO NETTO E

PASSIVITA' 1.325.712 1.205.329 435.790 446.230 1.761.502 1.651.559

Settori di attività: Conto Economico Attività operative Holding Consolidato

(euro/000) I

Semestre

2026 I

Semestre

2025 I

Semestre

2026 I

Semestre

2025 I

Semestre

2026 I

Semestre

2025

Ricavi operativi 73.119 66. 298 0 0 73.119 66.298 Altri ricavi e proventi diversi 4.159 3. 419 6.118 7.918 10.277 11.337

TOTALE RICAVI 77.278 69.717 6.118 7.918 83.396 77.635

Costi operativi 29.664 22. 954 981 3.833 30.645 26.787 Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 965 951 0 0 965 951 Ammortamenti e svalutazioni 25.821 25.870 472 443 26.293 26.313

RISULTATO OPERATIVO (EBIT) 22.758 21.844 4.665 3.642 27.423 25.486

Proventi (oneri) finanziari e da partecipazioni netti (12.497 ) (10.228) (3.934) (5.590) (16.431) (15.818)

RISULTATO ANTE IMPOSTE 10.261 11.616 731 (1.948) 10.992 9.668

Imposte di periodo (4.504) (3.838)

RISULTATO NETTO DERIVANTE DALLE ATTIVITA' DI

FUNZIONAMENTO 6.488 5.830

RISULTATO NETTO DEL PERIODO 6.488 5.830

Risultato di competenza di Azionisti Terzi 377 585

RISULTATO NETTO DI COMPETENZA DEL

GRUPPO 6.111 5.245

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 85

Attività Operative:

I Ricavi operativi del primo semestre 2026 ammontano a 73.119 migliaia di euro (66.298 migliaia di euro nel primo semestre 2025) e si riferiscono principalmente a:

- ricavi per vendita di energia elettrica per 68.556 migliaia di euro (59.225 migliaia di euro al 30 giugno 2025);

- ricavi da tariffa incentivante e da garanzie di origine per 4.563 migliaia di euro (7.073 migliaia di euro al 30 giugno 2025).

Prezzo medio di cessione Nel primo semestre 2026 il prezzo medio di cessione per gli impianti eolici consolidati integralmente e incentivati secondo la Tariffa incentivante (FIP) ex “certificati verdi” è stato pari a 162, 9 euro per MWh, rispetto a 170,6 euro per MWh del primo semestre 2025. In particolare:

- il ricavo medio di cessione dell’energia elettrica nel primo semestre 2026 è stato pari a 113 euro per MWh, rispetto a 110, 4 euro per MWh del medesimo periodo 2025;

- il prezzo medio degli incentivi nel primo semestre 2026 è stato 50,45 (pari a 55,3 euro per MWh nel medesimo periodo 202 5);

I parchi Eolici di Villacidro ed Albareto beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh e nel semestre 2025 anche Morcone- Pontelandolfo prima della cessione.

Il prezzo medio di vendita nel periodo per l’impianto di Krupen in Bulgaria è stato pari a circa 95 Euro per MWh. In particolare, in Bulgaria il sistema di incentivazione, che prima era di tipo fisso da giugno 2019 è diventato variabile: l’energia elettrica prodotta viene venduta sul libero mercato attraverso dei trader al miglior prezzo di negoziazione e successivamente l’Autorità riconosce per ogni MWh prodotto un premio aggiuntivo, che viene determinato annualmente al 30 giugno.

Il Risultato Operativo (EBIT) del primo semestre 2026 è pari a 22.758 migliaia di euro ( 21.844 migliaia di euro nel primo semestre 2025) dopo ammortamenti e svalutazioni per 25.821 migliaia di euro (25.870 migliaia di euro al 30 giugno 2025).

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2026 sono pari a 1.0 68.539 migliaia di euro, la variazione rispetto al 31 dicembre 2025 è un incremento di 92.208 euro migliaia, ed è dovuta principalmente al proseguimento delle attività di sviluppo principalmente in Italia e in Romania.

Holding:

Al 30 giugno 202 6 il business “Holding” include principalmente i risultati dell’attività di Holding e quelli relativi all’attività di consulenza, considerati marginali rispetto alla prevalente attività di produzione di energia elettrica.

36. POLITICA DI GESTIONE DEL RISCHIO FINANZIARIO

Si fornisce di seguito un aggiornamento del rischio di tasso d’interesse, rispetto a quanto già esposto nel bilancio al 31

dicembre 2025:

Rischio di tasso di interesse Il Gruppo è esposto primariamente al rischio finanziario derivante da variazioni nei tassi di interesse. Tale rischio è originato prevalentemente dai debiti finanziari a tasso variabile derivanti dai contratti di project financing che espongono il Gruppo ad un rischio di cash flow legato alla volatilità della curva Euribor.

Pagina | 86 L’obiettivo della gestione è quello di limitare l’oscillazione degli oneri finanziari che hanno incidenza sul risultato economico, contenendo il rischio di un potenziale rialzo dei tassi di interesse. In tale ottica il Gruppo persegue le proprie finalità mediante il ricorso a contratti derivati stipulati con controparti terze (Interest Rate Swap ) finalizzati a predeterminare o limitare la variazione dei flussi di cassa dovuta alla variazione di mercato dei citati tassi di interesse, con riferimento ai debiti a medio -lungo termine. L’utilizzo di tali strumenti è regolato in base a prassi consolidate ispirate a criteri coerenti con le strategie di risk management del Gruppo.

La contabilizzazione delle eventuali operazioni di copertura (cd. Hedge Accounting ) è posta in essere a partire dalla data di stipula del contratto derivato sino alla data della sua estinzione o scadenza documentando, con apposita relazione (cd hedging documentation), il rischio oggetto di copertura e le finalità della stessa, nonché verificandone periodicamente l’efficacia.

In particolare, viene adottata la metodologia del “ cash flow hedge” prevista dall’IFRS 9; secondo tale metodologia, come illustrato nel paragrafo relativo ai “Criteri di valutazione”, la porzione efficace della variazione di valore del derivato movimenta una riserva di Patrimonio Netto, che viene utilizzata a rettifica del valore degli interessi di conto economico oggetto di copertura al loro manifestarsi.

Nel caso di società che abbiano stipulato derivati di copertura precedentemente all’ingresso nel Gruppo, tali derivati vengono rilevati a fair value alla data di acquisizione, come previsto dall’IFRS 3, e la relativa quota di efficacia da iscrivere nella riserva di Patrimonio Netto viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di acquisizione (designazione).

Nel caso in cui un derivato di copertura sia oggetto (per effetto di modifiche nei piani futuri previsti per la passività sottostante ovvero negli obiettivi di copertura del Gruppo) di rimodulazione, la riserva pregressa in essere alla data di modifica viene rilasciata nel tempo coerentemente con i flussi coperti e, parallelamente, la nuova operazione (rimodulata) genera l’iscrizione di una nuova riserva che viene determinata depurando la variazione successiva di fair value della quota residua del fair value in essere alla data di modifica dello strumento.

Il fair value dei contratti di Interest Rate Swap viene ottenuto attraverso l’attualizzazione dei flussi di cassa, determinato come differenziale tra tassi fissi e tassi variabili stimati contrattualmente previsti. La valutazione dell’efficacia ha l’obiettivo di dimostrare l’elevata correlazione tra le caratteristiche tecnico -finanziarie delle passività coperte (scadenza, ammontare, ecc.) e quelle dello strumento di copertura attraverso l’effettuazione di appositi test retrospettivi e prospettici, utilizzando le metodologie rispettivamente del Dollar off -set e dello shift delle curve.

In particolare, tali test vengono effettuati identificando un derivato di ideal hedging che replica il piano di utilizzo ed ammortamento della passività coperta, in relazione sia agli utilizzi effettivi sia a quelli futuri purché altamente probabili (aggiornando tali valori ad ogni data di riferimento sulla base delle nuove informazioni disponibili), e presenta, con riferimento alle medesime scadenze, un tasso fisso univoco e coerente con i livelli di mercato applicabili al Gruppo in corrispondenza della data di designazione.

Il metodo contabile della copertura è abbandonato quando lo strumento di copertura giunge a scadenza, è terminato anticipatamente oppure non è più qualificato come copertura. In tale momento, gli utili o le perdite accumulati dello strumento di copertura rilevati nel Patrimonio Netto sono trasferiti nel conto economico di periodo per la quota di competenza dell’anno (mentre la quota residua verrà rilasciata man mano che i flussi oggetto di copertura avranno manifestazione futura) ovvero rilasciati immediatamente a conto economico nel caso in cui i flussi futuri coperti cessino di essere altamente probabili.

Le variazioni nel fair value degli strumenti derivati che non si qualificano come copertura sono rilevate nel conto economico dell’esercizio in cui si verificano; tutti i derivati in essere al 30 giugno 2026 sono classificati di copertura, p ur generando talvolta componenti di inefficacia legate alle casistiche precedentemente descritte (IFRS 3, rimodulazioni, minori utilizzi, ecc.). Il Gruppo non stipula contratti derivati con finalità di negoziazione.

Il rischio di tasso di interesse, originato prevalentemente dai debiti verso istituti bancari e legato alla volatilità della curva Euribor, risulta limitato al 30 giugno 202 6 a seguito delle ripetute emissioni di Prestiti Obbligazionari a tasso fisso a partire da quella sottoscritta in data 3 novembre 2021 al tasso fisso del 2,25%, quella sottoscritta il 17 maggio 2022 al tasso fisso del 3,5%, quella sottoscritta in data 12 di cembre 2023 al tasso fisso del 6,75%, quella in data 11 dicembre 2024 al tasso fisso del 4,75% e l’ultima in data 6 febbraio 2026 al tasso fisso del 4,63%, che non risentono della volatilità dei tassi di interesse.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 87 Rischio prezzo delle commodities Il Gruppo è esposto primariamente al rischio di volatilità dei prezzi di vendita dell’energia elettrica, ovvero al rischio di prezzo relativo alla variabilità di futuri ricavi di vendita generato dall’oscillazione dei prezzi di vendita di tale commodity.

In linea generale, la strategia di risk management perseguita dal Gruppo con riferimento alla gestione dei rischi energetici è finalizzata al contenimento della volatilità indotta dalle variazioni dei prezzi di mercato dell’energia elettrica sulla pr opria marginalità ed alla conseguente stabilizzazione dei relativi flussi di cassa generati dalla vendita dell'energia elettrica prodotta dai propri impianti di generazione da fonti rinnovabili.

Il Gruppo negozia strumenti derivati su commodity (“commodity swap”) al fine di mitigare il rischio di prezzo attribuibile ad una specifica componente di rischio specifico incorporata nei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta.

L'obiettivo di risk management sottostante è, pertanto, quello di proteggere il valore delle future vendite di energia elettrica da movimenti sfavorevoli della componente di rischio incorporata nei prezzi di vendita contrattualizzati con il proprio parco c lienti.

In definitiva, l'obiettivo delle relazioni di copertura designate contabilmente dal Gruppo è quello di fissare a determinati livelli di mercato il valore della componente di rischio coperta legata a future vendite di energia elettrica altamente probabili, attraverso la negoziazione di Commodity Swap.

Nello specifico è oggetto di copertura esclusivamente la componente di rischio legata all'andamento del prezzo di riferimento per il mercato all'ingrosso dell'energia elettrica italiana (Prezzo Unico Nazionale PUN) che rappresenta nella sostanza la princip ale fonte di variabilità dei prezzi di vendita dell'energia elettrica prodotta dal Gruppo, il cui valore è parametrato alla media dei prezzi rilevati nelle zone di produzione dei propri impianti (cd Prezzi Zonali).

Tali contratti di Commodity Swap prevedono lo scambio mensile di un differenziale tra un prezzo fisso e un prezzo variabile indicizzato alla media del prezzo benchmark (Prezzo Unico Nazionale PUN) rilevata nel mese di riferimento, applicato ad un determinato volume mensile di energia elettrica (nozionale).

37. DETTAGLIO DEI RAPPORTI CON PARTI CORRELATE E INFRAGRUPPO AL

30 GIUGNO 2026

In ottemperanza alle comunicazioni Consob del 20 febbraio 1997, del 27 febbraio 1998, del 31 dicembre 1998 e del 31 dicembre 2002 e del 27 luglio 2006 nonché del successivo Regolamento Operazioni con Parti Correlate n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche, si precisa che non si rilevano operazioni con parti correlate di carattere atipico e inusuale, estranee alla normale gestione d’impresa o tali da arrecare pregiudizio alla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo. Le operazioni poste in essere con parti correlate rientrano nella normale gestione d’impresa, nell’ambito dell’attività tipica di ciascun soggetto interessato, e sono regolate a condizioni di mercato.

Le operazioni poste in essere con parti correlate rientrano nella normale gestione d’impresa, nell’ambito dell’attività tipica di ciascun soggetto interessato, e sono regolate a condizioni di mercato.

Nel bilancio consolidato al 30 giugno 2026 sono stati eliminati tutti i saldi e le operazioni significative tra le società de l Gruppo, così come gli utili e le perdite derivanti da operazioni commerciali e finanziarie infragruppo non ancora realizzati nei confronti di terzi.

Si riportano di seguito i saldi relativi alle operazioni con parti correlate che si riferiscono principalmente a i) Ricavi di vendita di energia verso Fri- el Trading per 9.204 migliaia di euro, ii) Ricavi per consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società terze e di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto che nel primo semestre del 2026 ammontano complessivamente a 4.157 migliaia di euro iscritte nella voce “altri ricavi” (3.755 migliaia di euro al 30 giugno 2025) e 959 migliaia di euro iscritte nella voce “Proventi (oneri) da partecipazioni”.

Pagina | 88 In relazione a quanto richiesto dal principio contabile internazionale IAS 24 in materia di “Informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate” e alle informazioni integrative richieste dalla comunicazione Consob n. 6064293 del 28 luglio 2006, si riportano qui di seguito gli schemi dei rapporti con parti correlate e infragruppo e dell’incidenza che le operazioni o posizioni con parti correlate hanno sulla situazione patrimoniale e finanziaria, sul risultato economico, nonché sui flussi finanziari del Gruppo Alerion:

(valori in euro/000) Ricavi Costi Attività Passività Entità con influenza significativa sul

Gruppo:

Partecipazioni valutate con il metodo del

Patrimonio Netto:

Ecoenergia Campania S.r.l. 79 0 26 35 New Green Molise S.r.l. 920 5 4.987 65 Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. 6 0 133 13 Tre Torri Energia S.r.l. 15 0 766 3 Phoenix Genesis S.r.l. 5 8 262 0 Phoenix Ceres S.r.l. 5 8 121 0 Phoenix Catalyst S.r.l. 5 8 121 0 Phoenix Nest S.r.l. 1 3 679 0 Bioenergia S.r.l. 211 0 7.814 3 Generai Srl 219 11 9.879 3 Enermac Srl 625 0 4.712 100 Alperion Srl (ex Naonis W ind Srl) 230 0 3.769 50 Mitoc Partners Srl 74 0 5.585 0 Totale Partecipazioni valutate con il metodo del Patrimonio Netto 2.395 43 38.855 272

Parti Correlate:

Gruppo FRI EL Green Power 11.924 1.779 34.768 6.854 Wind Development Srl 0 43 0 25 Simest S.p.A. 0 474 0 21.244 Totale parti correlate 11.924 2.296 34.768 28.123 Totale 14.319 2.339 73.623 28.395

Si segnala che i ricavi verso il Gruppo FRI -EL, pari a 11.924 migliaia di euro sono riconducibili sostanzialmente i) alla vendita di energia elettrica verso Fri -el Trading S.r.l.; ii) al riaddebito di personale dipendente in capo ad Alerion Servizi Tecnici e Sviluppo S.r.l..

I costi verso il Gruppo FRI -EL, pari a 1.779 migliaia di euro, si riferiscono principalmente a i) canoni per servizi di asset management per 857 migliaia di euro; ii) servizi amministrativi per 810 migliaia di euro, iii) spese per godimento di beni di terzi per 94 migliaia di euro e iv) costi per energia elettrica per 18 migliaia di euro. I contratti per il primo genere di servizi consistono nell’attività di gestione dei servizi commerciali e di vendita dell’energia elettrica, di gestione tecnica ordinaria dell’esercizio dei parchi eolici, di telecontrollo ed analisi dei dati inviati in remoto da parchi, di supervisione in tema di sicurezza.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 89

Parti correlate

(valori in euro/000) Partecipazioni valutate con il

metodo del

Patrimonio

Netto Gruppo

FRI EL Green

Power Wind

Development

Srl Simest S.p.A. Totale Crediti commerciali 2.869 7.368 0 0 10.237 totale crediti commerciali 19.898 19.898 19.898 19.898 19.898 incidenza 14,4% 37,0% 0% 0% 51,4% Crediti tributari 0 97 0 0 97 totale crediti tributari 1.649 1.649 1.649 1.649 1.649 incidenza 0% 5,9% 0% 0% 5,9% Altri crediti 1.905 0 0 0 1.905 totale crediti vari ed altre attività correnti 80.047 80.047 80.047 80.047 80.047 incidenza 2,4% 0,0% 0% 0% 2,4% Crediti finanziari correnti 6.924 0 0 0 6.924 totale crediti finanziari correnti 84.110 84.110 84.110 84.110 84.110 incidenza 8,2% 0% 0% 0% 8,2% Crediti finanziari non correnti 27.154 27.302 0 0 54.456 totale crediti finanziari non correnti 65.116 65.116 65.116 65.116 65.116 incidenza 41,7% 41,9% 0% 0% 83,6% Passività finanziarie non correnti 0 0 0 20.779 20.779 totale passività finanziarie non correnti 1.073.344 1.073.344 1.073.344 1.073.344 1.073.344 incidenza 0% 0% 0% 1,9% 1,9% Debiti vari ed altre passivita' non correnti 0 0 0 0 0 totale debiti vari ed altre passività non correnti 17.710 17.710 17.710 17.710 17.710 incidenza 0% 0% 0% 0% 0% Passivita' finanziarie correnti 0 0 0 465 465 totale passività finanziarie correnti 68.114 68.114 68.114 68.114 68.114 incidenza 0% 0% 0% 0,7% 0,7% Debiti commerciali correnti 10 2.288 25 0 2.323 totale debiti commerciali correnti 97.180 97.180 97.180 97.180 97.180 incidenza 0% 2,4% 0% 0,0% 2,4% Debiti tributari 0 4.460 0 0 4.460 totale debiti tributari 38.313 38.313 38.313 38.313 38.313 incidenza 0% 11,6% 0% 0% 11,6% Debiti vari ed altre passività correnti 262 107 0 0 369 totale debiti vari e altre passività correnti 12.276 12.276 12.276 12.276 12.276 incidenza 2,1% 0,9% 0% 0% 3,0% Fondi per rischi ed oneri futuri 0 0 0 0 0 totale fondi per rischi ed oneri futuri 6.681 6.681 6.681 6.681 6.681 incidenza 0% 0% 0% 0% 0% Vendite energia elettrica 0 9.204 0 0 9.204 totale vendita energia elettrica 68.556 68.556 68.556 68.556 68.556 incidenza 0% 13,4% 0% 0% 13,4% Altri ricavi e proventi diversi 1.761 2.396 0 0 4.157 totale altri ricavi e proventi diversi 10.277 10.277 10.277 10.277 10.277 incidenza 17,1% 23,3% 0% 0% 40,5% Altri costi operativi 43 1.779 43 0 1.865 totale altri costi operativi 22.996 22.996 22.996 22.996 22.996 incidenza 0,2% 7,7% 0,2% 0% 8,1% Proventi (oneri) finanziari 0 0 0 (474) (474) totale proventi (oneri) finanziari (17.390) (17.390) (17.390) (17.390) (17.390) incidenza 0% 0% 0% 2,7% (2,7%) Proventi (oneri) da partecipazioni 635 324 0 0 959 totale proventi (oneri) da partecipazioni 959 959 959 959 959 incidenza 66,2% 33,8% 0% 0% 100%

Pagina | 90

38. COMPENSI CORRISPOSTI AGLI ORGANI DI AMMINISTRAZIONE E

CONTROLLO, AI DIRETTORI GENERALI E AGLI ALTRI DIRIGENTI CON

RESPONSABILITA’ STRATEGICHE

A seguito della delibera Consob n. 18079 del 20 gennaio 2012, che ha abrogato l’allegato 3C, le informazioni relative ai compensi corrisposti ai componenti degli organi di amministrazione e controllo, ai direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche, sono contenute nella Relazione sulla Remunerazione, ex art. 123 ter T.U.F..

39. CONTROVERSIE LEGALI

Si riportano di seguito le controversie legali in essere al 30 giugno 2026.

Vertenze legali della capogruppo SIC - Società Italiana Cauzioni S.p.A ora Atradius Il contenzioso si riferisce all'escussione, da parte di INPDAP (oggi INPS), di alcune polizze fideiussorie rilasciate nell'ambito dei servizi affidati a un'ATI, e la successiva azione di regresso promossa da Atradius, in qualità di garante, sia contro i debitori principali Agied S.r.l. e Imperatore Adriano S.r.l., sia contro i soggetti terzi coobbligati, tra cui Alerion Clean Power S.p.A. e Alerion Real Estate S.r.l. in liquidazione.

La Cassazione con ordinanza del 28 aprile 2026, per i motivi che riguardano direttamente la posizione dei coobbligati, quindi Alerion, li ha respinti o dichiarati inammissibili.

In sostanza, quindi, la posizione di Alerion Clean Power e Alerion Real Estate risulta pienamente confermata e definitiva:

il rigetto delle pretese di Atradius nei loro confronti è stato confermato in via definitiva, ed è stata anche riconosciuta una condanna di Atradius al pagamento delle spese legali.

Vertenze legali su altre società del gruppo Contenzioso IRES - deducibilità interessi passivi Nel 2013 l’Agenzia delle Entrate – Direzione Provinciale di Agrigento ha notificato a Wind Power Sud S.r.l. (“WPS”) quattro avvisi di accertamento relativi agli esercizi 2008 –2011, per un importo complessivo originario di circa 1,3 milioni di Euro, oltre sanzioni e interessi, aventi ad oggetto la deducibilità degli interessi passivi derivanti da un’operazione di riorganizzazione societaria realizzata secondo lo schema del Merger Leveraged Buy Out (MLBO).

I ricorsi proposti dalla Società sono stati respinti nei primi due gradi di giudizio. Nel dicembre 2016 l’Ufficio ha adottato un provvedimento di autotutela parziale, rideterminando l’importo complessivamente accertato in 0,7 milioni di Euro, oltre sanzioni e interessi. La Società ha tempestivamente impugnato le sentenze di secondo grado depositando appositi ricorsi per Cassazione, che sono stati accolt i con quattro sentenze pubblicate il 20 giugno 2025. La Corte di Cassazione ha affermato la legittimità delle operazioni di MLBO nell’ambito di un progetto di ristrutturazione societaria finalizzato all’ingresso di nuovi soci, purché risulti una modifica rilevante dell’assetto di controllo. Le controversie sono state rinviate alla Corte di Giustizia Tributaria di secondo grado della Sicilia, dinanzi alla quale i giudizi sono stati riassunti; alla data di redazione del presente documento non risulta ancora fissata l’udienza di trattazione.

Si segnala che nel periodo 2017 –2023 la Società ha provveduto al pagamento degli importi iscritti a ruolo mediante piani di rateizzazione. Tali pagamenti sono stati iscritti tra i crediti vari e valutati come recuperabili.

In caso di eventuale soccombenza, l’esposizione risulterebbe limitata al 50%, in virtù di specifici impegni assunti dai precedenti soci in sede di cessione delle partecipazioni. Sulla base delle valutazioni dei legali incaricati, il rischio di soccombenza è ritenuto possibile ma non probabile; pertanto, non sono stati effettuati accantonamenti a fondo rischi.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 91 Contenzioso catastale pre Legge 208/2015 Con riferimento agli esercizi antecedenti il 2016, risultano pendenti contenziosi catastali con l’Agenzia delle Entrate relativi agli accertamenti delle rendite catastali degli impianti eolici notificati ad alcune società del Gruppo. A seguito d i tali accertamenti, sono altresì in essere contenziosi in materia di IMU.

Il fondo stanziato a copertura di tali controversie IMU ammonta complessivamente a 70 migliaia di euro (9 2 migliaia di euro al 31 dicembre 2025). La riduzione del fondo è principalmente riconducibile al rilascio dei fondi connessi ai giudizi catastali definiti con sentenze passate in giudicato.

Contenzioso catastale post Legge 208/2015 Nel corso del 2016, le società operative del Gruppo hanno provveduto all'aggiornamento catastale degli aerogeneratori ai sensi dei commi 21 e 22, art. 1, della Legge 208/2015 (Legge di Stabilità 2016). A partire dall'esercizio 2016, l'IMU è stata conseguentemente calcolata sulla base della nuova rendita rideterminata.

Nei primi mesi del 2017, tuttavia, alcune società del Gruppo hanno ricevuto notifica di avvisi di accertamento catastale con i quali l'Amministrazione Finanziaria ha aumentato le rendite degli aerogeneratori, includendo nella base di calcolo la torre di sostegno e ulteriori componenti. Le società interessate hanno proposto ricorso avverso tali atti e, alla data del presente documento alcuni contenziosi risultano ancora pendenti.

Con la circolare n. 28/E del 16 ottobre 2023, l'Agenzia delle Entrate ha fornito chiarimenti in merito alla determinazione della rendita catastale degli impianti eolici, con particolare riferimento alla computabilità del valore della torre di soste gno ai fini della stima diretta. In linea con il consolidato orientamento della giurisprudenza di legittimità, l'Agenzia ha escluso tale componente dalla stima catastale, invitando contestualmente le strutture territoriali a riesaminare le controversie pendenti e ad abbandonare la pretesa relativa alla maggior rendita accertata in ragione dell'inclusione della torre.

Alla luce di tale quadro normativo e giurisprudenziale, il rischio di soccombenza con riferimento alla quota di maggior rendita derivante dall'inclusione della torre nel calcolo catastale può ritenersi ormai remoto. Permane invece un rischio ancora qualificabile come probabile — sia pur in via prudenziale — in relazione agli ulteriori elementi oggetto di rettifica da parte dell'Amministrazione Finanziaria, tenuto conto del non ancora uniforme orientamento della giurisprudenza di merito sul punto. L'esito dei contenziosi in materia di IMU è direttamente dipendente da quello delle controversie catastali sottostanti, con conseguente analogia e correlazione del relativo rischio fiscale.

Si segnala che, al 30 giugno 2026, il fondo rischi stanziato a presidio delle suddette passività potenziali ammonta a 772 migliaia di euro ( 973 migliaia di euro al 31 dicembre 2025).

Contenzioso CUP

Nel maggio 2021 la Provincia di Foggia ha approvato un nuovo Regolamento per l'applicazione del Canone Unico Patrimoniale (CUP), con decorrenza dal 1° gennaio 2021, disponendo contestualmente l'abrogazione del previgente Regolamento COSAP. Il nuovo Regolamento prevede l'applicazione di una tariffa standard unitaria che, rispetto alla COSAP, comporterebbe una riduzione dei canoni per l'utilizzo del sottosuolo. Nello stesso atto regolamentare è stata tuttavia introdotta una clausola di salvaguardia che consente agli enti locali di modulare il canone in modo da garantire un gettito non inferiore a quello assicurato dai tributi precedentemente applicati.

Le società Ordona Energia S.r.l. e Renergy San Marco S.r.l. hanno impugnato il Regolamento dinanzi al TAR Puglia; tale ricorso è risultato successivamente estinto per inattività, in quanto il medesimo Regolamento era stato nel frattempo annullato in un separato giudizio, la cui statuizione è stata confermata dal Consiglio di Stato.

Nel 2023 le due società hanno provveduto a impugnare nuovamente dinanzi al TAR Puglia la previsione regolamentare adottata dalla Provincia di Foggia, ritenuta difforme dalla citata pronuncia del Consiglio di Stato, versando nel contempo il contributo CUP nella misura ritenuta congrua alla luce dell'orientamento giurisprudenziale espresso. Il TAR ha accolto il ricorso delle società; avverso tale pronuncia la Provincia di Foggia ha tuttavia proposto appello al Consiglio di stato che è stato rigettato. A seguito della definizione favorevole del contenzioso, nel corso dell'esercizio la Società ha provveduto al rilascio del fondo rischi precedentemente stanziato (73 migliaia di euro al 31 dicembre 2025).

Pagina | 92 Articolo 15 -bis del Decreto -Legge 27 gennaio 2022, n. 4 (“Decreto Sostegni ter”) Con la pubblicazione della Legge 25 del 28 marzo 2022, che converte in legge il Decreto -legge n. 4 del 27 gennaio 2022, viene previsto che a partire dal 1° febbraio 2022 e fino al 31 dicembre 2022, sull’energia elettrica prodotta da impianti di potenza sup eriore a 20 kW alimentati da fonte solare, idroelettrica, geotermica ed eolica che non accedono a meccanismi di incentivazione, entrati in esercizio prima del 1° gennaio 2010, sia applicato un meccanismo di compensazione a due vie sul prezzo dell’energia. Tale meccanismo è pari alla differenza tra il prezzo di riferimento della relativa zona di mercato e un prezzo di mercato pari al prezzo zonale orario di mercato dell’energia elettrica, ovvero, per i contratti di fornitura stipulati prima del 27 gennaio 2022 non esclusi dall’ambito di applicazione, il prezzo indicato nei contratti medesimi.

L’ ARERA, con Deliberazione n. 266/2022 (“Delibera ARERA”) ha attuato l’articolo 15 -bis del DL Sostegni -ter, che prevede l’applicazione del meccanismo di compensazione a due vie.

Le società coinvolte hanno impugnato la delibera ARERA richiedendone l’annullamento. Il giudizio risulta pendente avanti la Corte di Giustizia dell’Unione Europea e si è in attesa del deposito della sentenza.

La Corte di Giustizia dell’Unione Europea ha pubblicato in data 22 gennaio 2026 rimandando al TAR per le opportune valutazioni. La decisione è attesa entro metà 2027.

Articolo 37 del decreto -legge 21 marzo 2022, n.21 Tramite il Decreto -legge n. 21 del 2022 e la relativa modifica del Decreto -legge n. 50 del 2022, è prevista per ogni società di un gruppo industriale attivo nel settore energetico una tassazione aggiuntiva dei profitti basata sull’incremento del saldo tra le operazioni attive e le operazioni passive del periodo dal 1° ottobre 2021 al 30 aprile 2022, rispetto al saldo dell’analogo periodo precedente. Il valore dell’aliquota applicata, inizialmente del 10%, è stato incrementato al 25% e si applica qualora il suddetto incremento sia superiore a 5 milioni di euro. Il contributo non è dovuto se l’incremento è inferiore al 10%.

Le società coinvolte hanno promosso il giudizio avanti il TAR Lazio contro il contributo richiesto. La Corte Costituzionale, adita per una questione di legittimità delle norme, ha ritenuto infondate le questioni di legittimità costituzionale dell’art.

37 DL n.21/2022. Nel merito si è in attesa delle decisioni da parte del TAR Lazio previste entro la fine del 2026.

Articolo 1 commi 115 -121 Legge di Bilancio 2023 n.197/2022 Introdotto con l’articolo 1 comma 115 della Legge 127 del 29 dicembre 2022, il contributo è determinato applicando un’aliquota pari al 50 per cento sulla quota del reddito complessivo conseguito nel periodo d’imposta antecedente al 1° gennaio 2023, determinato ai fini IRES, che eccede, per almeno il 10 per cento, la media dei redditi complessivi conseguiti nei quattro periodi d’imposta precedenti. In ogni caso, è dovuto fino ad una quota pari al 25 per cento del valore del patrimonio netto alla data di chiusura dell’esercizio antecedente a quello in corso al 1° gennaio 2022.

Le società coinvolte hanno promosso il giudizio avanti il TAR Roma il quale, con ordinanza n. 733/2024 del 16 gennaio 2024, ha sollevato la questione di legittimità costituzionale dell’art. 1, commi 115 e ss. della Legge 28 dicembre 2022, n. 197 con riferime nto agli artt. 3, 53 e 117 della Costituzione. All’udienza del 28 gennaio 2025 sono state discusse le rispettive conclusioni.

Con Ord. n. 21 -2025 del 20 febbraio 2025, la Corte Costituzionale ha rimesso alla Corte di Giustizia dell’Unione Europea (di seguito “CGUE”) la questione se il Reg. UE 2022/1854 osti all'estensione del contributo oltre i settori upstream (petrolio, gas, carbone, raffinazione) anche a produttori/rivenditori di energia elettrica.

Meccanismo di compensazione “a una via” o “Price cap” - L. 197/2022 I commi 30 -38 dell’art. 1 della Legge 127 del 29 dicembre 2022 preved ono che, in attuazione del Regolamento (UE) 2022/1854 del Consiglio del 6 ottobre 2022, a decorrere dal 1° dicembre 2022 e fino al 30 giugno 2023, sia applicato un tetto sui ricavi di mercato ottenuti dalla produzione dell’energia elettrica attraverso un mecc anismo di compensazione a una via. Viene previsto che il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) prelevi dai produttori la differenza tra il prezzo di riferimento prestabilito pari a 180 euro per MW/h e il prezzo di mercato pari alla media mensile del prezzo z onale orario

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 93 di mercato, calcolata quale media ponderata per gli impianti non programmabili sulla base del profilo di produzione del singolo impianto.

Altre vertenze minori Risultano inoltre pendenti, a livello di Gruppo, ulteriori controversie di minore entità, a fronte delle quali sono stati stanziati appositi fondi rischi. Tenuto conto dello stato di avanzamento dei relativi procedimenti e dei pareri espressi dai consulenti legali incaricati, la consistenza del fondo accantonato in bilancio è ritenuta congrua.

40. PARTECIPAZIONI IN SOCIETA’ VALUTATE CON IL METODO DEL

PATRIMONIO NETTO [DETTAGLIO]

Si riporta di seguito il dettaglio d i composizione della voce Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto:

(Euro/000) Risultato

30.06.2026 % possesso Risultato pro

quota

New Green Molise S.r.l. 908 50% 454 Ecoenergia Campania S.r.l. 544 50% 272 Mitoc Partner s S.r.l. (69) 75% (52) Phoenix Catalyst S.r.l. (2) 75% (2) Phoenix Ceres S.r.l. (2) 75% (2) Phoenix Genesis S.r.l. (11) 75% (8) Phoenix Nest S.r.l. (32) 75% (24) Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. (10) 50% (5) Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.) 680 50% 340 Tre Torri Energia S.r.l. (17) 49% (8) Variazione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 1.989 965 Per ciascuna società vengono di seguito riportat e le attività, le passività correnti e non correnti, i costi e i ricavi rilevati nel bilancio consolidato al 30 giugno 2026.

Si evidenzia che nel corso del secondo semestre 2025 il Gruppo ha riacquistato il 100% delle quote della controllata in Romania Alerion Clean Power R O S.r.l. Con riferimento alle società Mitoc e Phoenix, in base alla struttura di governance e agli accordi contrattuali, Alerion alla data di riferimento non può da sola esercitare il controllo sulle attività rilevanti di tali società. Le decisioni circa le attività identificate come rilevanti vengono, infatti, assunte soltanto con l’accordo congiunto dei soci. Per tale motivo tali società vengono contabilizzate con il metodo del Patrimonio Netto.

Pagina | 94 Ecoenergia Campania S.r.l.

Ecoenergia Campania S.r.l. è una società titolare di un parco eolico in Lacedonia, in provincia di Avellino, con una potenza installata pari a 15 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.

Ecoenergia Campania S.r.l. (Euro/000)

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 4.749 5.125 Attività correnti 3.302 2.375 di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 2.853 1.901 Totale attività 8.051 7.500 Patrimonio netto 4.607 4.346 Passività non correnti 362 364 Passività correnti 3.082 2.790 Totale passività e patrimonio netto 8.051 7.500 I Semestre 2026 I Semestre 2025 Ricavi 1.529 1.214 Costi (985) (991) di cui Svalutazioni e ammortamenti (372) (372) di cui Imposte sul reddito (277) (106) Risultato netto 544 223 Dividendi distribuiti (284) (527)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 4.607 4.346 Percentuale posseduta nella partecipazione 50% 50% Valore di carico della partecipazione 2.304 2.173

New Green Molise S.r.l.

New Green Molise S.r.l. è una società titolare di un parco eolico in San Martino in Pensilis, in provincia di Campobasso, con una potenza installata pari a 58 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società.

New Green Molise S.r.l. (Euro/000)

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 43.992 46.122 Attività correnti 6.183 6.134 di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 4.148 4.920 Totale attività 50.175 52.256 Patrimonio netto 25.744 30.165 Passività non correnti 3.386 2.874 di cui Passività finanziarie non correnti 2.979 2.482 Passività correnti 21.045 19.217 di cui Passività finanziarie correnti 6.100 6.770 Totale passività e patrimonio netto 50.175 52.256 I Semestre 2026 I Semestre 2025 Ricavi 5.672 8.815 Costi (4.764) (5.395) di cui Svalutazioni e ammortamenti (2.103) (2.077) di cui Interessi Passivi (206) (165) di cui Imposte sul reddito (828) (1.659) Risultato netto 908 3.420 Dividendi distribuiti (5.329) (8.093)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 25.744 30.165 Percentuale posseduta nella partecipazione 50% 50% Valore di carico della partecipazione 12.872 15.082

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 95 Tre Torri Energia S.r.l.

Tre Torri Energia S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica. Alerion possiede il 49% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l’indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2026, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Tre Torri Energia S.r.l.

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 658 659 Attività correnti 257 180 Totale attività 915 839 Patrimonio netto 137 154 Passività non correnti 776 634 Passività correnti 2 51 Totale passività e patrimonio netto 915 839

I Semestre

2026 I Semestre

2025

Ricavi 1 0 Costi (18) (14) Risultato netto (17) (14)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 137 154 Percentuale posseduta nella partecipazione 49% 49% Valore di carico della partecipazione 67 75

Alerion Clean Power RO S.r.l.

Alerion Clean Power RO S.r.l. è una holding pura di partecipazioni per le società progetto necessarie allo sviluppo del business in Romania. La società detiene la partecipazione nelle società Mitoc Partners S.r.l., Phoenix Catal yst S.r.l., Phoenix Ceres S.r.l., Phoenix Genesis S.r.l. e Phoenix Nest S.r.l., ciascuna titolare di un progetto in via di svilup po per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica.

Alerion possiede il 100% delle quote sociali della società Alerion Clean Power RO S.r.l., in seguito al riacquisto delle quote effettuato nel 2025. Si riportano qui di seguito l’indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2026, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto con riferimento al semestre di confronto 2025.

Alerion Clean Power RO S.r.l.

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 0 0 Attività correnti 0 0 Totale attività 0 0 Patrimonio netto 0 0 Passività non correnti 0 0 Passività correnti 0 0 Totale passività e patrimonio netto 0 0

I Semestre

2026 I Semestre

2025

Ricavi 0 0 Costi 0 (1.263) Risultato netto 0 (1.263)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 0 0 Percentuale posseduta nella partecipazione 100% 100% Valore di carico della partecipazione 0 0

Pagina | 96 Mitoc Partners S.r.l.

Mitoc Partners S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 75% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l’indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla parte cipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2026, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Mitoc Partners S.r.l.

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 10.009 7.519 Attività correnti 437 398 Totale attività 10.446 7.917 Patrimonio netto 4.216 4.409 Passività non correnti 5.247 3.071 Passività correnti 983 436 Totale passività e patrimonio netto 10.446 7.917 I Semestre 2026 I Semestre 2025 Costi (69) (108) Risultato netto (69) (108)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 4.216 4.409 Percentuale posseduta nella partecipazione 75% 75% Valore di carico della partecipazione 3.162 3.307

Phoenix Catalyst S.r.l.

Phoenix Catalyst S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 75% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l’indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2026, secondo la valutazione della partecipazione con i l metodo del patrimonio netto:

Phoenix Catalyst S.r.l.

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 769 787 Attività correnti 14 14 Totale attività 783 801 Patrimonio netto 668 690 Passività non correnti 102 99 Passività correnti 13 12 Totale passività e patrimonio netto 783 801 I Semestre 2026 I Semestre 2025 Costi (2) (7) Risultato netto (2) (7)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 668 690 Percentuale posseduta nella partecipazione 75% 75% Valore di carico della partecipazione 501 517

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 97 Phoenix Ceres S.r.l.

Phoenix Ceres S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 75% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l’indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2026, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Ceres S.r.l.

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 771 789 Attività correnti 14 14 Totale attività 785 803 Patrimonio netto 670 692 Passività non correnti 102 98 Passività correnti 13 13 Totale passività e patrimonio netto 785 803 I Semestre 2026 I Semestre 2025 Costi (2) (5) Risultato netto (2) (5)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 670 692 Percentuale posseduta nella partecipazione 75% 75% Valore di carico della partecipazione 503 519

Phoenix Genesis S.r.l.

Phoenix Genesis S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 75% delle quote sociali della società. Si riporta q ui di seguito l’indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2026, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Genesis S.r.l.

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 777 794 Attività correnti 33 32 Totale attività 810 826 Patrimonio netto 560 587 Passività non correnti 235 224 Passività correnti 15 15 Totale passività e patrimonio netto 810 826 I Semestre 2026 I Semestre 2025 Costi (11) (77) Risultato netto (11) (77)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 560 587 Percentuale posseduta nella partecipazione 75% 75% Valore di carico della partecipazione 420 441

Pagina | 98 Phoenix Nest S.r.l.

Phoenix Nest S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, in Romania, di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica. Alerion possiede il 75% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l’indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2026, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Phoenix Nest S.r.l.

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 912 771 Attività correnti 42 43 Totale attività 954 814 Patrimonio netto 207 246 Passività non correnti 665 558 Passività correnti 82 11 Totale passività e patrimonio netto 954 814 I Semestre 2026 I Semestre 2025 Costi (32) (12) Risultato netto (32) (12)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 207 246 Percentuale posseduta nella partecipazione 75% 75% Valore di carico della partecipazione 155 185

Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l.

Parco Eolico Santa Croce del Sannio House S.r.l. è una società titolare di un progetto in via di sviluppo per la realizzazione, nel comune di Manfredonia (FG), di un impianto per la produzione di energia elettrica da fonte eolica di potenza complessiva par i a 29,6 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l’indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilanc io consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2026, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del

patrimonio netto:

Parco Eolico Santa croce del Sannio House S.r.l. (Euro/000)

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 221 219 Attività correnti 81 88 di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 51 62 Totale attività 302 307 Patrimonio netto 166 176 Passività non correnti 133 130 di cui Passività finanziarie non correnti 133 130 Passività correnti 3 1 Totale passività e patrimonio netto 302 307 I Semestre 2026 I Semestre 2025 Costi (10) (8) Risultato netto (10) (8)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 166 176 Percentuale posseduta nella partecipazione 50% 50% Valore di carico della partecipazione 83 88

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2026

Pagina | 99

Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.) Alperion S.r.l. (ex Naonis Wind S.r.l.) è una società titolare di un parco eolico operativo, nel comune di Cerignola, di potenza complessiva pari a 11 MW. Alerion possiede il 50% delle quote sociali della società. Si riporta qui di seguito l’indicazione delle attività e delle passività correnti e non correnti, e dei costi e ricavi riferiti alla partecipata, rilevati nel bilancio consolidato del Gruppo Alerion al 30 giugno 2026, secondo la valutazione della partecipazione con il metodo del patrimonio netto:

Alperion S.r.l. (Naonis Wind S.r.l.) (Euro/000)

30.06.2026 31.12.2025

Attività non correnti 243.552 235.604 Attività correnti 39.134 34.681 di cui Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 31.295 26.032 Totale attività 282.686 270.285 Patrimonio netto 99.559 98.842 Passività non correnti 152.990 150.128 di cui Passività finanziarie non correnti 122.229 118.939 Passività correnti 30.137 21.315 di cui Passività finanziarie correnti 13.513 13.858 Totale passività e patrimonio netto 282.686 270.285

I Semestre

2026 I Semestre

2025

Ricavi 12.721 6.235 Costi (12.041) (6.514) di cui Svalutazioni e ammortamenti (6.511) (3.473) di cui Interessi Passivi (2.352) (1.568) di cui Imposte sul reddito (652) (149) Risultato netto 680 (279) Conto economico complessivo Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura Cash flow hedge relativa a società la cui partecipazione è valutata con il metodo del Patrimonio Netto 49 47 Effetto fiscale relativo agli utili/(perdite) da Cash flow hedge (12) (11) Totale Altri utili/(perdite) complessivi che potrebbero essere riclassificati a conto economico, al netto dell'effetto fiscale 37 36 Dividendi distribuiti 0 (1.230)

30.06.2026 31.12.2025

Attività nette 99.559 98.842 Percentuale posseduta nella partecipazione 50% 50% Valore di carico della partecipazione 49.780 49.421

Si segnala che alla data della presente relazione le società sopra riportate hanno rispettato i covenant finanziari dei rispettivi contratti di finanziamento in project financing .

Compania Eoliana S.A.

Compania Eoliana S.A., di cui Alerion detiene il 49,75% della partecipazione, è titolare di progetti di sviluppo in Romania ritenuti non più realizzabili. In considerazione di ciò, il valore della partecipazione e del relativo finanziamento soci è stato interamente svalutato nell’esercizio 2016.

Pagina | 100 Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato ai sensi dell’art. 154 bis, comma 5, del Decreto Legislativo del 24 febbraio 1998, n.58 e dell’art.

81-ter del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999

1. I sottoscritti Josef Gostner e Stefano Francavilla, in qualità rispettivamente di Amministratore Delegato e di Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Alerion Clean Power S.p.A., attestano, tenuto anche conto di quanto previs to dall’art. 154 -bis, commi 3 e 4, del decreto legislativo del 24 febbraio 1998, n. 58:

- l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa;

- l’effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione Bilancio Consolidato semestrale abbreviato nel corso del primo semestre 2025 .

2. Si attesta, inoltre, che:

2.1 Il Bilancio Consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025:

- è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti dalla Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n.1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;

- corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;

- è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento.

2.2 La relazione intermedia sulla gestione comprende un’analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si sono verificati nei primi sei mesi dell’esercizio e alla loro incidenza sul Bilancio Consolidato semestrale abbreviato, unitamente ad una descrizione dei principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell’esercizio. La relazione intermedia sulla gestione comprende, altresì, un’analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate.

Milano, 30 luglio 2025

L’Amministratore Delegato Il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari Josef Gostner Stefano Francavilla

KPMG S.p.A.

Revisione e organizzazione contabile Via Giovanni Battista Pirelli, 38

20124 MILANO MI

Telefono +39 02 6763.1

Email it-fmauditaly@kpmg.it

PEC kpmgspa@pec.kpmg.itAncona Bari Bergamo Bologna Bolzano Brescia Catania Como Firenze Genova Lecce Milano Napoli Novara Padova Palermo Parma Perugia Pescara Roma Torino Treviso Trieste Varese VeronaSocietà per azioni

Capitale sociale

Euro 10.415.500,00 i.v.

Registro Imprese Milano Monza Brianza Lodi e Codice Fiscale N. 00709600159 R.E.A. Milano N. 512867 Partita IVA 00709600159 VAT number IT00709600159 Sede legale: Via Giovanni Battista Pirelli, 38 20124 Milano MI ITALIAKPMG S.p.A.

è una società per azioni di diritto italiano e fa parte del network KPMG di entità indipendenti affiliate a KPMG International Limited, società di diritto inglese.

Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato

semestrale abbreviato

Agli Azionisti della Alerion Clean Power S.p.A.

Introduzione

Abbiamo svolto la revisione contabile limitata dell’allegato bilancio consolidato semestrale abbreviato, costituito dai prospetti della situazione patrimoniale-finanziaria e delle variazioni di patrimonio netto, dal conto economico, dal conto economico complessivo, dal rendiconto finanziario e dalle relative note del Gruppo Alerion Clean Power al 30 giugno 2026. Gli Amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato in conformità al principio contabile internazionale applicabile per l’informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) emanato dall’International Accounting Standards Board e adottato dall’Unione Europea. E’ nostra la responsabilità di esprimere una conclusione sul bilancio consolidato semestrale abbreviato sulla base della revisione contabile limitata svolta.Portata della revisione contabile limitata Il nostro lavoro è stato svolto secondo i criteri per la revisione contabile limitata raccomandati dalla Consob con Delibera n. 10867 del 31 luglio 1997. La revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato consiste nell’effettuare colloqui, prevalentemente con il personale della società responsabile degli aspetti finanziari e contabili, analisi di bilancio ed altre procedure di revisione contabile limitata. La portata di una revisione contabile limitata è sostanzialmente inferiore rispetto a quella di una revisione contabile completa svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) e, conseguentemente, non ci consente di avere la sicurezza di essere venuti a conoscenza di tutti i fatti significativi che potrebbero essere identificati con lo svolgimento di una revisione contabile completa.

Pertanto, non esprimiamo un giudizio sul bilancio consolidato semestrale abbreviato.

Conclusioni

Sulla base della revisione contabile limitata svolta, non sono pervenuti alla nostra attenzione elementi che ci facciano ritenere che il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo Alerion Clean Power al 30 giugno 2026 non sia stato redatto, in tutti gli aspetti significativi, in conformità al principio

2Gruppo Alerion Clean Power Relazione della società di revisione 30 giugno 2026 contabile internazionale applicabile per l’informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) emanato dall’International Accounting Standards Board e adottato dall’Unione Europea.

Milano, 31 luglio 2026 KPMG S.p.A.

Tommaso Tacchella

Socio