31/07/2025 - Alerion Clean Power S.p.A.: Relazione Finanziaria Semestrale 2025

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Relazione Finanziaria Semestrale 2025

RELAZIONE FINANZIARIA SEMESTRALE

2025

INDICE

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Organi Societari 4 Struttura del Gruppo 5

Relazione Intermedia sulla Gestione 6

Localizzazione impianti operativi 7

Premessa 8 Fatti di rilievo avvenuti nel corso del semestre 8

Alerion Clean Power in Borsa 8 Criteri di redazione degli schemi riclassificati 10

Sintesi dei risultati 11 Andamento economico-finanziario del Gruppo 12 Quadro normativo di riferimento 20

Principali rischi e incertezze 21 Indicatori alternativi di performance 26

Eventi societari 29 Operazioni con parti correlate e infragruppo 29

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre e prevedibile evoluzione

della gestione 29

Altre informazioni 30

Bilancio consolidato semestrale abbreviato 32

Prospetti contabili consolidati 33

Note esplicative 40 Attestazione del Bilancio Consolidato semestrale abbreviato 102

Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale

abbreviato

103

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 4

Nadia Dapoz Consigliere 2 3 4

Carlo Delladio Consigliere 2 3 4 Elisabetta Salvani Consigliere 2 Germana Cassar Consigliere 3

Pietro Mauriello Consigliere

Stefano D'Apolito Consigliere

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 Vittor Pisani 25 20124 Milano

* In carica dal 20 aprile 2023

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STRUTTURA DEL GRUPPO ALERION

Pagina | 5

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RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE

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LOCALIZZAZIONE IMPIANTI OPERATIVI

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 2025. 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 2024.

La pubblicazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 è stata autorizzata con delibera degli amministratori del 30 luglio 2025.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DEL SEMESTRE

Si segnalano di seguito i principali eventi di rilievo che hanno caratterizzato il primo semestre 2025:

ITALIA:

In data 26 giugno 2025 Alerion ha presentato il Piano Industriale 2025 -2028, che definisce le principali direttrici strategiche e gli obiettivi di crescita del Gruppo per il prossimo quadriennio. Alerion punta a raddoppiare la propria capacità installata, con l'obiettivo di raggiungere circa 2,5 GW entro il 2028, di cui circa 1,8 GW in full ownership e circa 0,7 GW in partnership (equity recycling). Il target sarà distribuito prevalentemente tra Italia (circa il 65%) e Romania (circa il 30%), con una ripartizione tecnologica fortemente orientata verso l'eolico (circa l'80%), affiancato da una quota fotovoltaica pari a circa il 20%.

Il Piano prevede investimenti complessivi pari a circa 1,8 miliardi di euro nel periodo 2025-2028. La strategia di sviluppo si basa su un modello integrato che combina la proprietà diretta degli impianti (full ownership) con operazioni di equity recycling (partnership), finalizzate a liberare risorse da reinvestire nello sviluppo di nuovi progetti.

ROMANIA:

Si segnala che in data 20 giugno 2025 è stato sottoscritto un contratto di fornitura delle turbine eoliche per l'avvio della costruzione di tre impianti eolici con una potenza installata complessiva di 130,5 MW. Draghiescu Partners S.r.l. ha firmato un contratto di fornitura per l'acquisto di 29 turbine da 4,5 MW ciascuna. Contestualmente, è stato sottoscritto anche un contratto di operation & maintenance a medio termine, finalizzato a garantire l'efficienza e l'affidabilità degli impianti durante la fase di esercizio. L'obiettivo è di completare la messa in esercizio dei tre impianti entro il primo semestre del 2027.

ALERION CLEAN POWER IN BORSA

Al 30 giugno 2025 il prezzo di riferimento del titolo ALERION presenta una quotazione di 17,5 euro, in aumento (+9%) rispetto a quella al 31 dicembre 2024, quando risultava pari a 16 euro, dopo aver distribuito un dividendo pari a 0,61 euro per azione in data 7 maggio 2025.

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Nel periodo in esame, il primo semestre del 2025, la quotazione del titolo Alerion si è attestata tra un minimo di 11,24 euro il 4 marzo 2025 ed un massimo di 18,60 euro il 4 giugno 2025 come riportato nel grafico di seguito relativo ai dati medi mensili consuntivati dal titolo nell'anno in esame:

18,5

17,0

16,2

15,3

15,3

16,1

800.000 25,0

700.000

22,0

600.000

500.000

19,0

400.000

300.000

16,0

200.000

13,0

100.000

0

Gen Feb Mar Apr Mag Giu

10,0

Volumi Scambiati Prezzo Azionario

Si riportano di seguito alcuni dati afferenti ai prezzi ed ai volumi del titolo ALERION relativi al periodo dei 6 mesi 2025.

Prezzo dell'azione	Euro
Prezzo di riferimento al 30/06/2025	17,50
Prezzo massimo (04/06/2025)	18,60
Prezzo minimo (04/03/2025)	11,24
Prezzo medio	14,99

La capitalizzazione di borsa al 30 giugno 2025 ammonta a circa 949 milioni di euro (868 milioni alla fine del 2024). Il numero medio di azioni in circolazione nel periodo è pari a 53.569.448.

Volumi scambiati	N. Azioni
Volume massimo (13/03/2025)	144.191
Volume minimo (17/06/2025)	2.191
Volume medio	23.529

CRITERI DI REDAZIONE DEGLI SCHEMI RICLASSIFICATI

Si riporta qui di seguito la descrizione dei criteri adottati nella predisposizione del prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria consolidata e del conto economico consolidato riclassificati al 30 giugno 2025 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 2025

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 259,2 milioni di euro, ii) "Costi di sviluppo" per 16,1 milioni di euro, iii) le voci "Brevetti ed opere d'ingegno" e "Altre immobilizzazioni immateriali", pari complessivamente a 0,2 milioni di euro, iv) Immobilizzazioni immateriali in corso" per 11,5 milioni di euro (nota " 4").

• Immobilizzazioni Materiali: tale voce include: i) "Terreni" per 31,4 milioni di euro, i) "Fabbricati" per 4,6 milioni di euro, iii) "Impianti e macchinari" per 427,4 milioni di euro, iv) "Altri beni" per 2,5 milioni di euro e v) "Immobilizzazioni in corso" per 150 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 68,8 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 60,7 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 14,9 milioni di euro (nota "9"), ii) "Attività per imposte anticipate" per 24,8 milioni di euro (nota "33"), iii) "Crediti tributari" (nota "10") e "Crediti vari e altre attività correnti" (nota "11") per complessivi 66,7 milioni di euro, iv) "Debiti commerciali" per un ammontare complessivo pari a 66,1 milioni di euro (nota "13"), v) "TFR e altri fondi relativi al personale" per 1,7 milioni di euro (nota "24"), vi) "Fondo imposte differite" per 46,2 milioni di euro (nota "33"), vii) "Fondi per rischi ed oneri futuri" per 10,6 milioni di euro (nota "25"), viii) "Debiti vari e altre passività non correnti" per 19,6 milioni di euro (nota "12"), ix) "Debiti Tributari" per 35,8 milioni di euro (nota "14"), x) "Debiti vari e altre passività correnti" per 13,2 milioni di euro (nota "15"), xi) Crediti vari e altre attività non correnti" (nota "7") per complessivi 1,9 milioni di euro, xii) Rimanenze" per complessivi 18,7 milioni di euro (nota "8"),

Liquidità, include la voce "Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti" per 254,1 milioni di euro (nota "20").

Altre attività e passività finanziarie, la voce include: i) "Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti" per 73,8 milioni di euro (nota "19"); ii) "Passività finanziarie non correnti" per 895,8 milioni di euro (nota "21"); iii) "Passività finanziarie correnti" per 51,2 milioni di euro (nota "22"); e iv) "Strumenti derivati" classificati tra le attività correnti per 3,2 milioni di euro, tra le attività non correnti per 2,8 milioni di euro, tra le passività correnti per 0,2 milioni di euro e tra le passività non correnti per 0,3 milioni di euro (nota "23").

Conto economico riclassificato consolidato al 30 giugno 2025 le voci sono state riclassificate ed aggregate come segue:

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Ricavi, tale voce include i) ricavi da "Vendite di energia" e da "Vendite incentivi" per 66,3 milioni di euro, ii) "Altri ricavi e proventi diversi" pari a 11,3 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 16,8 milioni di euro (nota "31").

Imposte, tale voce include i) il saldo netto negativo da "Correnti" pari a 4,1 milioni di euro e ii) "Differite" pari a 0,3 milioni di euro (nota "33").

SINTESI DEI RISULTATI

In questo prospetto di sintesi sono riportati i risultati economici, esposti con l'esclusione degli special items.

I Semestre I Semestre

Dati economici (milioni di euro) 2025 2024

Ricavi	77,6	91,3
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	51,8	65,8
Risultato Netto	5,8	17,9
Risultato Netto di Gruppo	5,2	17,6
Dati patrimoniali (milioni di euro)	30.06.2025	31.12.2024
Patrimonio Netto	349,5	372,6
Indebitamento Finanziario Netto*	616,3	533,8
Indebitamento Finanziario* (esclusi derivati)	619,1	527,5
Dati Operativi	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Potenza Lorda (MW)	958,2	911,7
Produzione di energia elettrica (GWh) (1)	655,8	775,5
Produzione di energia elettrica (GWh) - Impianti consolidati integralmente	600,5	742,7

(1)Impianti consolidati integralmente e in partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

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

ANDAMENTO ECONOMICO-FINANZIARIO DEL GRUPPO

Andamento della gestione del primo semestre 2025

Nel primo semestre del 2025 la produzione elettrica consolidata si è attestata a 600,5 GWh, rispetto ai 742,7 GWh registrati nello stesso periodo dell'anno precedente. La contrazione è principalmente riconducibile alle eccezionali condizioni anemologiche sfavorevoli che hanno interessato i siti produttivi, in particolare nel primo trimestre, con livelli di ventosità significativamente inferiori alle medie stagionali.

Nel secondo trimestre dell'anno, al contrario, la produzione si è attestata su livelli maggiormente in linea con le medie storiche del periodo, evidenziando un progressivo miglioramento rispetto all'inizio dell'anno.

Alla riduzione della produzione ha inoltre contribuito il mutato perimetro di consolidamento, conseguente all'operazione di equity recycling finalizzata nel quarto trimestre del 2024, che ha comportato il deconsolidamento degli impianti di Enermac e Naonis (ora Alperion).

Nel primo semestre 2025 si è rilevato un positivo incremento dei prezzi medi di cessione dell'energia elettrica rispetto al 2024, infatti, il ricavo medio di cessione per gli impianti del gruppo, comprendendo anche l'incentivo GRIN, è risultato pari a 110,4 euro per MWh, rispetto alla media di 109,7 euro per MWh del 2024. Il prezzo dell'incentivo GRIN riconosciuto agli impianti incentivati per l'anno 2025 è stato pari a 55,3 euro per MWh mentre per il 2024 è stato pari a 42,2 euro per MWh.

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato (Valori in Milioni di Euro)	I Semestre 2025	I Semestre 2024
Ricavi operativi	66,3	81,5
Altri ricavi	11,3	9,8
Ricavi	77,6	91,3
Costo delle risorse umane	(8,1)	(6,5)
Altri costi operativi	(18,6)	(19,9)
Accantonamenti per rischi	(0,1)	0
Costi operativi	(26,8)	(26,4)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	1,0	0,9
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	51,8	65,8
Ammortamenti e svalutazioni	(26,3)	(26,9)
Risultato Operativo (EBIT)	25,5	38,9
Proventi (oneri) finanziari	(15,8)	(10,8)
Risultato ante imposte (EBT)	9,7	28,1
Imposte	(3,9)	(10,2)
Risultato Netto	5,8	17,9
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0,6	0,3
Risultato Netto di Gruppo	5,2	17,6

Il gruppo ha consuntivato complessivamente nel periodo in esame Ricavi per 77,6 milioni di euro rispetto ai 91,3 milioni di euro del primo semestre 2024. In particolare, nel primo semestre 2025 il Gruppo ha conseguito Ricavi Operativi per 66,3 milioni di euro, rispetto al valore di 81,5 milioni di euro del primo semestre 2024 che riflettono il buon andamento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica rispetto al 2024 ed una produzione elettrica consolidata integralmente, in decremento di circa 142,2 GWh, per effetto della scarsa ventosità registrata sui siti nel primo trimestre, risultata inferiore rispetto alle medie stagionali. Inoltre, il semestre riflette l'effetto della variazione del perimetro di consolidamento, derivante dall'operazione di equity recycling conclusasi nell'ultimo trimestre del 2024, che ha portato al deconsolidamento degli impianti di Enermac e Naonis (ora Alperion), i quali avevano contribuito ai ricavi del primo semestre 2024 per circa 6,9 milioni di euro.

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 contratti di copertura in linea con le prassi di settore hanno comportato un effetto correttivo negativo rilevato direttamente tra i ricavi derivanti dalle vendite di energia elettrica pari a 3,8 milioni di euro a valere sul primo semestre. I Ricavi Operativi

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del primo semestre del 2024 includevano un effetto positivo correttivo derivante dai contratti di copertura sui prezzi dell'energia elettrica pari a circa 9,8 milioni di euro.

Si riporta di seguito un dettaglio dei prezzi zonali medi e del PUN relativi al territorio italiano per il primo semestre 2025 e quello 2024:

Scenario Prezzi (Euro/Mwh)
	I Sem I Sem Δ Δ % 2025 2024

PUN - Prezzo di riferimento elettricità Italia	119,5	93,5	26,0	28%
Prezzo energia elettrica zona Nord	119,6	93,3	26,3	28%
Prezzo energia elettrica zona Centro Nord	120,0	93,7	26,3	28%
Prezzo energia elettrica zona Centro Sud	119,6	94,1	26,6	27%
Prezzo energia elettrica zona Sud	119,1	93,1	26,0	28%
Prezzo energia elettrica Sardegna	115,9	89,8	26,1	29%
Prezzo energia elettrica Sicilia	119,4	94,4	25,0	26%
Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) Italia	55,3	42,2	13,2	31%
Prezzo energia elettrica Spagna	62,4	39,1	23,3	60%
Prezzo energia elettrica Romania	110,2	76,2	34,0	45%

Con la Deliberazione 9/2025/R/EFR del 21 gennaio 2025 l'Autorità di Regolazione per l'Energia, Reti e Ambiente("Arera") ha reso noto, ai fini della determinazione del valore della tariffa incentivante 2025 (FIP 2025), il valore medio annuo registrato nel 2024 del prezzo di cessione dell'energia elettrica, pari a 109,05 €/MWh. Pertanto, il valore degli incentivi 2025, 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 55,34 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 2025 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 170,6 euro per MWh, rispetto ai 128,2 euro per MWh del medesimo periodo 2024. In particolare:

Scenario Prezzi per tariffa incentivante (Euro/Mwh)	2025	2024	2023
Tariffa incentivante (ex Certificati verdi) - Italia	55,3	42,2	0,0

• il prezzo medio di cessione dell'energia elettrica nel 2025 per gli impianti consolidati integralmente è stato pari a 115,3 euro per MWh, rispetto a 86 euro per MWh del medesimo periodo del 2024;

• il prezzo medio degli incentivi nel 2025 è stato 55,3 (pari a 42,2 nel medesimo periodo del 2024).

l parchi Eolici di Villacidro, Morcone-Pontelandolfo ed Albareto, beneficiano invece di un prezzo minimo garantito di asta (ex D.M. 23/06/2016) pari a 66 euro per MWh.

Gli Altri Ricavi sono pari a 11,3 milioni di euro (9,8 milioni di euro nel primo semestre 2024) 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 vi) a consulenze amministrative e tecniche rese nei confronti di società terze e di società consolidate con il metodo del patrimonio netto.

Vengono di seguito riportati i dati relativi alla capacità installata e della produzione di energia elettrica del Gruppo validi per il 2025:

- La tabella seguente evidenzia la capacità installata del Gruppo dettagliata per settore ed area geografica validi per il primo semestre 2025.

Capacità Installata Impianti Alerion

Potenza Lorda (MW)

Possesso

(%)

Potenza Consolidata (MW)

Impianti Società Controllate (consolidate	30 giu	30 giu	30 giu	30 giu
integralmente)	2024	2025	2024	2025
Impianti eolici operativi Italia

Nord	19,8	19,8	100%	19,8	19,8
Centro Sud	116,2	116,3	100%	116,2	116,3
Sud	210,2	148,2	100%	210,2	148,2
Sicilia	164,2	164,2	100%	164,2	164,2
Sardegna	155,2	155,2	100%	155,2	155,2
Totale	665,6	603,7		665,6	603,7
Impianti fotovoltaici Italia
Sardegna	13,5	13,5	100%	13,5	13,5
Sud	0,0	16,0	100%	0,0	16,0
Sicilia	0,0	11,8	100%	0,0	10,2
Totale	13,5	41,3	13,5		39,7
Impianti eolici Estero
Spagna	36,0	36,0	100%	36,0	36,0
Bulgaria	12,0	12,0	51%	12,0	12,0
Totale	48,0	48,0		48,0	48,0
Impianti fotovoltaici Estero
Romania	111,6	130,2	100%	111,6	130,2
Totale	111,6	130,2		111,6	130,2
Totale impianti Società Controllate	838,7	823,2		838,7 821,6

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 58,0	120,0	50%	29,0	60,0
Totale 73,0	135,0		36,5	67,5
Totale 911,7 958,2			875,2 889,1
(1) Impianti detenuti da partecipazioni consolidate con il metodo del patrimonio netto per effetto dell'applicazione dell'IFRS 11

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

- La tabella seguente evidenzia la produzione di energia elettrica del Gruppo per settore ed area geografica relativa al primo semestre 2025 e 2024:

Produzione Impianti Alerion

Produzione consolidata (MWh)

Nord	21.647	24.428
Centro Sud	114.630	109.485
Sud	194.958	111.754
Sicilia	130.103	101.806
Sardegna	154.477	121.764
Totale	615.815	469.237

Impianti Società Controllate (consolidate integralmente) Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona

30 giu

2024

30 giu

2025

Impianti fotovoltaici Italia

Sardegna 6.141 Sud 0 Sicilia 0	11.095 11.692 6.219
Totale 6.141	29.006

Impianti eolici operativi Estero

Spagna	44.490	27.344
Bulgaria	13.622	12.162
Totale	58.112	39.506

Impianti fotovoltaici operativi Estero

Romania Totale	62.593 62.593	62.713 62.713
Totale impianti Società Controllate	742.661	600.462

Impianti eolici in società la cui partecipazione è consolidata con il metodo del Patrimonio Netto (1)

Impianti eolici operativi Italia suddivisi per zona di partecipate in joint venture

Centro Sud	6.798	5.308
Sud	26.072	50.039
Totale	32.870	55.347
Totale	775.531	655.809
(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 2025 è pari a 51,8 milioni di euro, rispetto ai 65,8 milioni di euro rilevati nell'analogo periodo del 2024. Il valore dell'Ebitda del primo semestre 2025 riflette il positivo andamento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica rispetto allo scorso semestre al netto della già descritta contrazione della produzione elettrica consolidata per circa 142,2 GWh. Il rapporto tra EBITDA ed i Ricavi Operativi del periodo risulta pari a 78,1%.

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 rispetto al risultato del 2024 quando misurava 0,9 milioni di euro.

Si segnala inoltre che nel corso del 2025 ha continuato a svilupparsi la struttura organizzativa del Gruppo, con un conseguente aumento del costo del personale. In particolare, il personale del Gruppo al 30 giugno 2025 si compone di 222 dipendenti, di cui circa il 20,3% impegnato nelle società del Gruppo con sede all'estero, registrando un incremento netto di 18 unità rispetto al 31 dicembre 2024. La crescita della struttura organizzativa è riferibile principalmente al processo di continua espansione delle attività sia in Italia che all'estero.

Il Risultato Operativo della semestrale 2025 è pari a 25,5 milioni di euro, in decremento rispetto ai valori rilevati nel semestre scorso (38,9 milioni di euro), dopo ammortamenti e svalutazioni per 26,3 milioni di euro. Si rilevano ammortamenti in linea rispetto al semestre precedente.

Il Risultato ante imposte è pari a 9,7 milioni di euro, in diminuzione rispetto al primo semestre 2024 quando era pari a 28,1 milioni di euro, dopo oneri finanziari per 15,8 milioni di euro, in aumento rispetto allo scorso semestre 2024 per effetto della nuova emissione obbligazionaria con scadenza 2020 al tasso nominale di 4,75%.

Il Risultato Netto è pari a 5,8 milioni di euro dopo imposte di periodo per circa 3,9 milioni di euro, in flessione rispetto al primo semestre 2024, quando era pari a 17,9 milioni di euro.

Il Risultato Netto di Gruppo del primo semestre 2025 è pari a 5,2 milioni di euro (pari a 17,6 milioni di euro nel primo semestre 2024).

Il Risultato Netto di Terzi del primo semestre 2025 è pari a 0,6 milioni di euro (in miglioramento rispetto al dato al 30 giugno 2024, pari a 0,3 milioni di euro).

Risultati patrimoniali e finanziari

CONSOLIDATO ALERION

Prospetto della Situazione Patrimoniale-Finanziaria riclassificata

(valori in milioni di euro)

	30.06.2025	31.12.2024
Immobilizzazioni Immateriali	287,0	266,1
Immobilizzazioni Materiali	615,8	590,3
Immobilizzazioni Finanziarie	68,8	72,0
Crediti finanziari non correnti	60,7	43,1
Immobilizzazioni	1.032,3	971,5
Altre attività e passività non finanziarie	(66,5)	(65,1)
CAPITALE INVESTITO NETTO	965,8	906,4
Patrimonio netto di Gruppo	342,8	366,7
Patrimonio netto di Terzi	6,7	5,9
Patrimonio Netto	349,5	372,6
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	254,1	515,9
Altre attività e passività finanziarie	(870,4)	(1.049,7)
Indebitamento finanziario *	(616,3)	(533,8)
PATRIMONIO NETTO + INDEBITAMENTO FINANZIARIO*	965,8	906,4

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

Variazione dell'Area di Consolidamento nel periodo

Rispetto al semestre 2024 il perimetro è variato per effetto dell'operazione di equity recycling completata dal Gruppo nel quarto trimestre dell'esercizio 2024, l'accordo di compravendita si riferiva ad una joint venture paritaria per lo sviluppo e la gestione di un portafoglio di impianti eolici in Puglia, con una capacità totale di circa 120 MW, di cui 62 MW già operativi e 58 MW in costruzione.

Si segnala inoltre che nel corso del primo semestre 2025 il Gruppo ha continuato le attività di sviluppo in Romania e in Italia. Aggiungendo ulteriori iniziative di sviluppo attraverso l'acquisizione di alcune SPV con progetti in fase di progettazione e sviluppo, si rimanda alla nota "Area di consolidamento" delle note alla relazione.

Le Immobilizzazioni Materiali e Immateriali al 30 giugno 2025 sono pari a 902,8 milioni di euro (856,4 milioni di euro al 31 dicembre 2024). Le immobilizzazioni risultano in aumento rispetto al valore al 31 dicembre 2024 per 46,4

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

milioni di euro dopo ammortamenti e svalutazioni complessivamente pari a 26,3 milioni di euro. L'incremento è relativo ai maggiori investimenti realizzati nel corso del 2025 principalmente in Italia e in Romania.

Si segnala che la voce "Altre Attività e Passività non finanziarie" include al 30 giugno 2025 crediti per la vendita di energia elettrica e Incentivi per un totale di 7,4 milioni di euro (13,3 milioni di euro al 31 dicembre 2024). In particolare, i crediti da tariffa incentivante nei confronti del Gestore dei Servizi Energetici (GSE), sono pari a 2,1 milioni di euro (4,5 milioni di euro al 31 dicembre 2024).

Il Patrimonio Netto di Gruppo al 30 giugno 2025 è pari a 342,8 milioni di euro, con una variazione negativa di 23,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2024 quando risultava pari a 366,7 milioni di euro. La variazione è principalmente conseguente: i) alla quota attribuibile al Gruppo dell'utile netto di periodo pari a 5,2 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 6,7 milioni di euro, iii) alla variazione positiva del fair value degli strumenti obbligazionari al netto dell'effetto fiscale per 1 milione di euro, iv) all'effetto delle differenze cambio negative per 3,8 milioni di euro, ed v) alla distribuzione di dividendi per 32,7 milioni di euro, come da delibera del 15 aprile 2025.

L'Indebitamento Finanziario al 30 giugno 2025 è pari a 616,3 milioni di euro, in aumento di 82,5 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2024 quando risultava pari a 533,8 milioni 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.

CONSOLIDATO ALERION - Indebitamento finanziario
	30.06.2025	31.12.2024
Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti
Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	254,1	515,9
Totale cassa e altre disponibilità liquide equivalenti	254,1	515,9
Crediti finanziari e altre attività finanziarie correnti	77,1	71,5
Liquidità	331,2	587,4
Passività finanziarie correnti
Debito corrente per linee bancarie	(15,1)	(32,6)
Debiti correnti per strumenti derivati	0	(6,7)
Debito finanziario corrente	(15,1)	(39,3)
Debito corrente per finanziamenti bancari e in project financing	(30,2)	(20,4)
Debiti correnti per Lease	(1,1)	(1,1)
Debiti correnti per strumenti derivati	(0,2)	(0,1)
Debito corrente verso Obbligazionisti	(4,6)	(186,5)
Debito corrente verso altri finanziatori	(0,2)	(0,4)
Parte corrente del debito finanziario non corrente	(36,3)	(208,5)
Indebitamento finanziario corrente	(51,4)	(247,8)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CORRENTE NETTO	279,8	339,6
Passività finanziarie non correnti
Debito non corrente per finanziamenti bancari e in project financing	(143,9)	(124,3)
Debito non corrente verso altri finanziatori	(25,9)	(22,9)
Debiti non correnti per Lease	(12,0)	(12,6)
Debiti non correnti per strumenti derivati	(0,3)	(0,3)
Debito finanziario non corrente	(182,1)	(160,1)
Debito non corrente verso Obbligazionisti	(714,0)	(713,3)
Strumenti di debito	(714,0)	(713,3)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NON CORRENTE	(896,1)	(873,4)

INDEBITAMENTO FINANZIARIO*	(616,3)	(533,8)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO (esclusi i Derivati)	(619,1)	(527,5)

Crediti finanziari e altre attività finanziarie non correnti	57,9	40,5
Crediti finanziari non correnti per strumenti derivati	2,8	2,6
INDEBITAMENTO FINANZIARIO CONTABILE	(555,6)	(490,7)
(*) 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 (561,2) (487,0)

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 37,0 milioni di euro; ii) i flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento pari complessivamente a circa 57,2 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 33,8 milioni di euro iv) i dividendi ricevuti dalle società partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto pari a 4,3 milioni di euro e v) i dividendi corrisposti nel periodo per 32,8 milioni di euro.

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

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

(valori in milioni di euro) I Semestre

2025

I Semestre

2024

Flussi di cassa generati dalla gestione operativa 37,0 57,5

Flussi di cassa della gestione operativa relativi al regolamento dell'accordo

0,0 (36)

transattivo sui contratti derivati Flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento (57,2) (43,9)

Oneri finanziari netti del periodo e la variazione del fair value degli strumenti derivati

(33,8) (34,6)

Dividendi ricevuti dalle società le cui partecipazioni sono valutate con il metodo del patrimonio netto	4,3	5,1
Dividendi liquidati	(32,8)	(32,9)
Variazione dell'Indebitamento finanziario*	(82,5)	(84,8)
Indebitamento finanziario* all'inizio periodo	(533,8)	(458,7)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO* A FINE PERIODO	(616,3)	(543,5)
(*) 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 2025 è pari al 63,8% (58,9% al 31 dicembre 2024).

L'Indebitamento Finanziario (esclusi derivati) al 30 giugno 2025, è pari a 619,1 milioni di euro (527,5 milioni di euro al 31 dicembre 2024).

Le Disponibilità Liquide del Gruppo sono pari a 254,1 milioni di euro al 30 giugno 2025, in diminuzione di 261,7 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2024 quando risultavano pari a 515,9 milioni di euro. Le variazioni del periodo comprendono principalmente gli effetti positivi dei flussi di cassa generati dalla gestione operativa pari complessivamente a 37 milioni di euro, dai flussi di cassa assorbiti dall'attività di investimento in Romania e Italia per 57,2 milioni di euro, dai dividendi liquidati per 32,8 milioni di euro e dal rimborso del prestito obbligazionario "2019 - 2025", avvenuto in data 30 gennaio 2025.

L'Indebitamento finanziario corrente al 30 giugno 2025, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota corrente, è pari a 51,4 milioni di euro, in forte diminuzione di 196,4 milioni di euro rispetto al valore del 31 dicembre 2024, in cui era pari a 247,8 milioni di euro. La variazione è riconducibile principalmente al rimborso del prestito obbligazionario "2019 - 2025", che al 31 dicembre 2024 era iscritto tra le passività finanziarie correnti per la quota nominale residua di 182,5 milioni di euro oltre a interessi.

L'Indebitamento finanziario non corrente al 30 giugno 2025, comprensivo dei debiti per strumenti derivati per la quota non corrente, è pari a 896,1 milioni di euro (873,4 milioni di euro al 31 dicembre 2024) ed include (i) il debito verso obbligazionisti per 714 milioni di euro composto dal prestito obbligazionario 2021-2027 sottoscritto il 3 novembre 2021, pari a 200 milioni di euro, al netto dei costi accessori residui pari a 0,8 milioni di euro, al 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, al 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 ed al 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, (ii) le quote a medio lungo termine dei finanziamenti in project financing, pari a 143,9 milioni di euro, diminuite per le rate scadute al 30 giugno 2025, (iii) la quota a medio lungo termine delle passività finanziarie per leasing in linea con quanto previsto dal principio contabile "IFRS 16 - LEASES" per 12 milioni di euro.

I Crediti Finanziari e le altre attività finanziarie non correnti al 30 giugno 2025 sono pari a 60,7 milioni di euro, in incremento rispetto al 31 dicembre 2024 per 17,6 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 2025".

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 2025.

Quadro normativo Spagnolo

La normativa spagnola sull'elettricità prodotta da fonte rinnovabile è disciplinata dal framework per la generazione e la promozione delle energie rinnovabili istituito dall'Unione europea, in particolare dalla Direttiva 2009/28 / CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009, sulla promozione dell'uso di energia da fonti rinnovabili, che modifica e successivamente abroga le direttive 2001/77 / CE e 2003/30 / CE. Come da normativa spagnola, il regime giuridico di base è stabilito nella Legge 24/2013 del 26 dicembre 2013 sul Settore Elettrico (l'"ESL"), in attuazione attraverso: (i) Regio Decreto 413/2014 del 6 giugno, che regola la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, cogenerazione e rifiuti; (ii) Regio Decreto 1955/2000 del 1° dicembre, che disciplina la produzione, trasmissione, distribuzione, commercializzazione e fornitura di energia elettrica e le procedure autorizzative degli impianti elettrici; e

(iii) Regio Decreto 2019/1997 del 26 settembre, che organizza e disciplina il mercato della produzione di energia elettrica.

Insieme ai regolamenti emanati a livello statale: (i) la maggior parte delle comunità autonome (Comunidades Autónomas) hanno anche approvato regolamenti specifici (ad esempio Aragón: decreto del 25 giugno 2004); (ii) i Comuni hanno anche un proprio regolamento in materia di rilascio di licenze di lavori e attività; e (iii) le normative ambientali e urbanistiche (sviluppate principalmente a livello di comunità autonoma e municipalità) devono essere prese in considerazione anche nello sviluppo di un progetto di energia rinnovabile.

Sebbene, secondo ESL, la generazione di elettricità sia classificata come attività non regolamentata (in contrasto con la trasmissione e la distribuzione di energia), e quindi non richieda una licenza di per sé, alcune autorizzazioni di costruzione e di esercizio devono essere ottenute prima dell'inizio dell'attività di produzione di energia elettrica.

La remunerazione dei produttori di energia rinnovabile in un mercato liberalizzato consiste principalmente nei ricavi che ricevono dalle loro vendite nel mercato all'ingrosso. Inoltre, il governo spagnolo promuove lo sviluppo di progetti rinnovabili avviando, di volta in volta, aste al fine di concedere il cosiddetto sistema di remunerazione specifica (régimen de retribución especifico) agli offerenti che offrono capacità di energia rinnovabile al prezzo più basso (es. richiedendo un incentivo inferiore). Ciononostante, qualsiasi entità può sviluppare un impianto rinnovabile indipendentemente da tali

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

processi d'asta (ovvero senza incentivo), essendo completamente esposta alle fluttuazioni del prezzo di mercato dell'elettricità.

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 regolamentazione 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 finanziaria 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 finanziarie. 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 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 producono 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 2030 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 hanno comportato e/o comporteranno (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 2025 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

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

emissioni obbligazionarie a tasso fisso. La recente emissione obbligazionaria del 11 dicembre 2024 evidenzia come il Gruppo non abbia risentito dell'attuale quadro macroeconomico.

Parametri finanziari e Covenant:

"Prestito Obbligazionario 2021 -2027"

Con riferimento al "Prestito Obbligazionario 2021 - 2027" 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 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 2021. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2024 risultava rispettato.

"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 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 2022. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2024 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 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 2023. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2024 risultava rispettato.

"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 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 2024. La Società monitora periodicamente il rispetto degli indici e delle clausole pattuite. Il parametro alla data del 31 dicembre 2024 risultava rispettato.

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 2025 relativi a tali finanziamenti.

Rischi connessi ai tassi di interesse

A seguito dell'emissione 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 dei 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 operano sono pari a 7,4 milioni di euro al 30 giugno 2025 e pari a 13,3 milioni di euro al 31 dicembre 2024.

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 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 prospettive, 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 possono 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 di cambio alla data di determinazione del fair value. Le differenze di cambio eventualmente emergenti sono rilevate a Conto economico.

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, 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 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 2025, il 11% dei ricavi operativi del Gruppo è riconducibile ai programmi di incentivazione nazionale; il rapporto era invece pari al 14% nel medesimo periodo del 2024, che includeva un andamento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica verificatasi nell'esercizio antecedente (2023) migliore rispetto al 2024 influenzando positivamente pertanto il valore dell'incentivo cosiddetto "GRIN" per l'anno successivo 2025.

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.

Tutti i parchi eolici italiani del Gruppo già in esercizio hanno beneficiato del regime di incentivazione dei c.d. "certificati 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

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

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 prezzo relativo alla variabilità di futuri ricavi da vendite di energia elettrica per effetto dell'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 propria 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 Commodity 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 saldo 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 rischio 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 disponibili 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 tasso 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% ed infine v) l'ultima in ordine di tempo sottoscritta l'11 dicembre 2024 al tasso fisso del 4,75%. Tali emissioni non risentono della volatilità dei tassi di interesse in quanto stipulato 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 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 accentrata 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 effettuale 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.

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

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;

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

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) e con la riclassifica degli impatti legati all'applicazione dell'IFRS 16;

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 passività 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 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.

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.

I

Semestre I Semestre

Special Items (milioni di euro) 2025 2024

Proventi (oneri) finanziari - quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse 0 (0,3) a

Effetto fiscale correttivo 0 0,1

Totale Special Items 0 (0,2)

a la voce Proventi (oneri) finanziari nel primo semestre 2024 includeva la quota inefficace dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura per 0,3 milioni di euro. Nel primo semestre 2025 non si rilevano impatti da inefficacia dei derivati sui tassi di interesse classificati di copertura.

Gli effetti sopra descritti hanno comportato anche la rilevazione degli effetti fiscali correlati.

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato	Reported		Adjusted
(Valori in Milioni di Euro)	I Semestre 2025	Special items	I Semestre 2025
Ricavi operativi	66,3	0,0	66,3
Altri ricavi	11,3	0,0	11,3
Ricavi	77,6	0,0	77,6
Costo delle risorse umane	(8,1)	0,0	(8,1)
Altri costi operativi	(18,6)	0,0	(18,6)
Accantonamenti per rischi	(0,1)	0,0	(0,1)
Costi operativi	(26,8)	0,0	(26,8)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	1,0	0,0	1,0
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	51,8	0,0	51,8
Ammortamenti e svalutazioni	(26,3)	0,0	(26,3)
Risultato Operativo (EBIT)	25,5	0,0	25,5
Proventi (oneri) finanziari	(15,8)	0,0	(15,8)
Risultato ante imposte (EBT)	9,7	0,0	9,7
Imposte	(3,9)	0,0	(3,9)
Risultato Netto	5,8	0,0	5,8
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0,6	0,0	0,6
Risultato Netto di Gruppo	5,2	0,0	5,2

CONSOLIDATO ALERION - Conto Economico riclassificato	Reported		Adjusted
(Valori in Milioni di Euro)	I Semestre 2024	Special items	I Semestre 2024
Ricavi operativi	81,5	0,0	81,5
Altri ricavi	9,8	0,0	9,8
Ricavi	91,3	0,0	91,3
Costo delle risorse umane	(6,5)	0,0	(6,5)
Altri costi operativi	(19,9)	0,0	(19,9)
Costi operativi	(26,4)	0,0	(26,4)
Risultati di partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	0,9	0,0	0,9
Margine Operativo Lordo (EBITDA)	65,8	0,0	65,8
Ammortamenti e svalutazioni	(26,9)	0,0	(26,9)
Risultato Operativo (EBIT)	38,9	0,0	38,9
Proventi (oneri) finanziari	(10,8)	(0,3)	(11,1)
Risultato ante imposte (EBT)	28,1	(0,3)	27,8
Imposte	(10,2)	0,1	(10,1)
Risultato Netto	17,9	(0,2)	17,7
Utile (Perdita) di competenza di terzi	0,3	0,0	0,3
Risultato Netto di Gruppo	17,6	(0,2)	17,4

Alerion_Relazione_finanziaria_Semestrale_2025

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 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.

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 2025

Non vi sono eventi di rilievo da segnalare dopo il 30 giugno 2025.

Prevedibile evoluzione della gestione

Nel corso del secondo semestre, il Gruppo proseguirà le attività di costruzione di nuovi impianti eolici e fotovoltaici, sia in Italia sia in Romania. Tali iniziative si inseriscono nell'ambito del piano di crescita organica previsto dal piano industriale e sono destinate a generare un incremento della capacità produttiva installata, con effetti attesi entro la fine dell'esercizio.

Per la seconda parte dell'anno si prevede inoltre un progressivo miglioramento delle condizioni anemologiche, tale da consentire un recupero rispetto alle criticità riscontrate nel primo trimestre.

In tale contesto, si conferma il target di EBITDA consolidato per l'esercizio 2025 pari a circa 200 milioni di euro, come comunicato in data 13 marzo 2025. Tale obiettivo risulta confermato grazie al maggior contributo atteso dall'operazione

di equity recycling attualmente in corso che si prevede possa compensare l'eventuale minore apporto degli impianti in full ownership, penalizzati dalla scarsa ventosità registrata soprattutto nel primo trimestre dell'anno.

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 sito internet https://www.alerion.it.

Distribuzione dividendi

Si segnala che l'Assemblea degli Azionisti di Alerion, tenutasi in data 15 aprile 2025, ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo da erogare con pagamento a partire dal 7 maggio 2025 con stacco in data 5 maggio 2025 della cedola n. 14, 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 redigere 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 la corruzione attiva e passiva.

Azioni proprie e azioni di società controllanti

Si informa che al 30 giugno 2025 la Società detiene n. 639.131 azioni proprie. Il numero si è decrementato rispetto alla chiusura del 2024 ed è corrispondente al 1,1786% del capitale sociale. Nell'ambito dell'autorizzazione all'acquisto deliberata dall'Assemblea degli Azionisti in data 15 aprile 2025, alla data del 30 luglio 2025 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

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Disclaimer

Alerion Clean Power S.p.A. ha pubblicato questo contenuto il 31 luglio 2025, ed è responsabile delle informazioni in esso contenute. Distribuito da , senza apportare modifiche o alterazioni, il 31 luglio 2025 alle 12:51 UTC.