Il CDA approva il resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2015

Gas Plus: il Consiglio di Amministrazione approva il resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2015
Ripresa l'attività esplorativa e di sviluppo e riavviati gli investimenti nell'E&P: previsti incrementi di produzione per l'anno 2016 Razionalizzazione delle attività commerciali: semplificazione ed ottimizzazione del modello di business per la vendita gas in atto già dal Q4 15 Tenuta dei risultati economici in un contesto di forte flessione dei prezzi petroliferi: utile netto in crescita rispetto al 2014 Posizione Finanziaria Netta in forte riduzione rispetto al 31 dicembre 2014
Ricavi totali: 125,0 M vs 96,6 M del 9M14 EBITDA: 24,4 M vs 26,6 M del 9M14 EBIT: 9,3 M vs 12,9 M del 9M14 EBT: 5,4 M vs 5,1 M del 9M14 Utile di periodo: 4,6 M vs 4,2 M del 9M14 PFN: 52,6 M vs 71,2 M al 31 dicembre 2014

Milano, 12 Novembre 2015 - Il Consiglio di Amministrazione di Gas Plus S.p.A., società quotata alla Borsa Italiana, riunitosi in data odierna, ha approvato il resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2015. Nei primi nove mesi dell'esercizio, il Gruppo Gas Plus ha conseguito un utile netto di 4,6 M in crescita rispetto al 2014, nonostante il calo degli scenari petroliferi. Hanno reso possibile tale incremento il costante contenimento dei costi operativi, il positivo andamento della gestione finanziaria e una attiva gestione degli asset che ha consentito la realizzazione di proventi non ricorrenti. Da segnalare anche un più favorevole tax rate. I risultati della principale Business Unit del Gruppo (B.U. Exploration and Production) sono stati penalizzati, oltreché dai citati scenari petroliferi, dalla fisiologica contrazione dei volumi produttivi sui campi maturi, dalla persistente interruzione produttiva di una concessione non operata dal Gruppo e dal mancato apporto delle produzioni da nuovi progetti i cui tempi di realizzazione sono condizionati dai tempi di conclusione dei vari iter autorizzativi. In un contesto positivamente modificatosi dal mese di luglio 2015 a seguito della rimozione da parte della Regione Emilia Romagna del regime di blocco delle nuove attività E&P, il Gruppo, in particolare, ha:

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avviato nel periodo i lavori di realizzazione di un significativo progetto destinato ad entrare in produzione nella prima parte dell'anno 2016; perforato un primo nuovo pozzo esplorativo in Italia, attività conclusasi purtroppo con esito negativo, ma che ha comunque segnato la ripresa degli investimenti esplorativi diretti in Italia.

Quanto alle tradizionali Business Unit "downstream", la B.U. Network & Transportation, grazie a una efficiente gestione, ha confermato il precedente positivo andamento economico, favorito nella prima parte dell'anno da un andamento climatico, seppur non particolarmente freddo, meno mite rispetto a quello del 2014. Per quanto attiene alle attività commerciali delle B.U. Supply & Sales (ingrosso) e Retail (dettaglio), i cui risultati sono stati contraddistinti sino alla fine del periodo da un andamento positivo ed in miglioramento della B.U. Retail e da un andamento negativo (tipico dell'attuale contesto di mercato) della B.U. Supply & Sales, dal 1° Ottobre è stato messo in atto un nuovo modello di business che, saltando un passaggio nella "catena" del gas in questo momento antieconomico, ha visto la cessazione dell'attività all'ingrosso e della relativa B.U. ed il diretto accesso al mercato con primarie controparti delle B.U. E&P e Retail, rispettivamente, per la vendita del gas di produzione e l'acquisto del gas a servizio del mercato Retail. Sotto il profilo finanziario, è stata confermata la riduzione dell'indebitamento netto che è passato dai 71,2 M del 31 dicembre 2014 agli attuali 52,6 M. Tale ridotto livello è comunque da considerarsi di natura temporanea e legato allo slittamento temporale di alcuni investimenti per la cui realizzazione il Gruppo ha già ottenuto, al termine del precedente esercizio, una specifica linea di credito di 64 M. L'Amministratore Delegato Davide Usberti ha dichiarato: "Siamo innanzitutto soddisfatti della tenuta dei risultati grazie ad un'attenta gestione degli asset e dei costi, in un contesto non facile per il calo del prezzo del petrolio e per i vincoli produttivi di cui abbiamo risentito. Ma soprattutto il Gruppo, grazie a un migliorato contesto autorizzativo, da metà anno è tornato ad investire in Italia e da tali investimenti ci aspettiamo già dal prossimo anno un aumento della produzione. Nonostante la tendenza al ribasso degli scenari dei prezzi del gas metano che, seguendo quelli del petrolio e secondo le fluttuazioni tipiche di varie fasi storiche del mercato Oil & Gas, nel breve periodo penalizzerà i risultati, il Gruppo continuerà quindi ad investire, mantenendo l'attenzione anche su eventuali iniziative nel downstream".

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DATI ECONOMICO-FINANZIARI CONSOLIDATI 9M 2015 I Ricavi totali del 9M15 si sono attestati a 125,0 M rispetto a 96,6 M del 9M14. L'incremento è dovuto alle maggiori vendite all'ingrosso della B.U. S&S, le quali hanno compensato la riduzione dei ricavi E&P per effetto dei minori prezzi di vendita del petrolio e delle minori produzioni. I ricavi del periodo comprendono componenti non ricorrenti per 5,3 M a seguito del rinnovo di un contratto di servizio della B.U. E&P. L'EBITDA è stato in calo, passando da 26,6 M del 9M14 agli attuali 24,4 M. Su tale risultato ha influito l'andamento dell'E&P che ha visto ridurre il proprio contributo dai 21,5 M del 9M14 ai 18,6 M del 9M15. Ad attenuare tale effetto ha contribuito il buon andamento dell'Area Commerciale Gas ( 1,9 M nel 9M15 vs. 1,2 M nel 9M14) anche se con un differente apporto da parte delle singole B.U.: da un lato, il positivo contributo delle vendite al dettaglio ( 3,2 M nel 9M15 vs. 2,3 M nel 9M14) e, dall'altro, la perdurante negativa performance delle vendite all'ingrosso nonostante la crescita del portafoglio commerciale (- 1,3 nel 9M15 vs. - 1,1 M nel 9M14). La B.U. Network and Transportation ( 3,8 M nel 9M15 vs. 3,9 M nel 9M14) ha registrato un risultato sostanzialmente analogo al corrispondente periodo dell'esercizio precedente, confermando il costante e positivo contributo al consolidato del Gruppo. L`EBIT si è attestato a 9,3 M rispetto ai 12,9 M del 9M14, il Risultato operativo a 10,9 M rispetto ad 12,9 M del 9M14 mentre il Risultato prima delle imposte (EBT) è stato pari ad 5,4 M rispetto ai 5,1 M del 9M14, grazie al positivo andamento della gestione finanziaria e a componenti positive non ricorrenti. Il Gruppo ha chiuso il terzo trimestre del 2015 con Utile netto pari ad 4,6 M rispetto ai 4,2 M del 9M14, scontando un minore tax rate rispetto al 2014. L'Indebitamento finanziario netto, grazie ai flussi di cassa generati nel periodo e allo slittamento temporale di alcuni investimenti, è risultato ancora in sensibile miglioramento ( 52,6 al 30 settembre 2015 rispetto ai 71,2 M al 31 dicembre 2014). ANDAMENTO DELLE BUSINESS UNITS Con riferimento alle Business Units si segnala: B.U. E&P: al 30 settembre 2015 si registra una produzione lorda di idrocarburi pari a 116,8 MSmce, in diminuzione di circa il 14% rispetto ai 135,9 MSmce registrati nel corrispondente periodo 2014. -3-

Così come negli esercizi 2013 e 2014, infatti, la B.U. ha potuto contare solamente sulle produzioni dei campi maturi, che risentono dei tipici fenomeni di natural depletion, senza la presenza di ulteriori apporti derivanti dalla concessione Garaguso, non operata dal Gruppo (con un'incidenza attualmente pari a circa il 15% della produzione lorda totale), ancora ferma per l'interruzione della facility di produzione, e dall'entrata in produzione di nuovi progetti, rallentati dalla nota dilatazione dei tempi di completamento degli iter autorizzativi. In particolare per quanto riguarda la concessione Garaguso, il Gruppo, per quanto possibile rispetto ad un inadeguato espletamento del proprio ruolo da parte dell'Operatore, ha svolto ogni azione utile ad accelerare la ripresa della produzione al momento prevista nell'ultimo trimestre del corrente esercizio, oltre ad instaurare un procedimento arbitrale nei confronti dello stesso Operatore, di prossima conclusione. Grazie all'implementazione di alcune politiche di ottimizzazione, si evidenzia come il trend di riduzione rispetto al trimestre precedente resti contenuto e pari al -5%. Al 30 settembre 2015, l'EBITDA è pari a 18,6 M in calo di circa il 14,0% rispetto ai 21,5 M del corrispondente periodo 2014. La riduzione è imputabile, oltre all'effetto dei minori volumi prodotti sopra descritto, alle dinamiche di mercato caratterizzate da uno scenario di prezzi di vendita del petrolio inferiore rispetto al corrispondente periodo del 2014. Tali fattori sono stati parzialmente contenuti dal costante controllo dei costi operativi, con modalità tali da non penalizzare le iniziative utili ai prossimi programmi di sviluppo, e da componenti positive non ricorrenti per circa 5,3 M derivanti dalla rinegoziazione di un contratto di trattamento gas prodotto in una centrale di terzi. Data l'impossibilità di avviare i nuovi progetti di sviluppo, derivante dalla situazione di blocco degli iter autorizzativi nella Regione Emilia Romagna (che ospita le principali attività della B.U.) perdurata sino alla prima metà di luglio, le attività di sviluppo dell'E&P in Italia sono state focalizzate sui progetti già autorizzati. Per quanto riguarda uno dei principali progetti di sviluppo, è stato assegnato il contratto per la realizzazione delle condotte di collegamento dell'area pozzo con la centrale di trattamento ed al 30 settembre 2015 le relative attività erano già nelle fasi conclusive. In particolare, è stata appena conclusa la fase di collaudo della condotta. Nel mese di aprile, inoltre, è stato assegnato il contratto per il revamping della centrale e l'allestimento a produzione dell'area pozzo, avviando così tutte le opere previste dal progetto il cui completamento si conta possa avvenire nel primo semestre del prossimo anno. Sono proseguiti, inoltre, gli studi e le valutazioni dell'andamento dei campi produttivi e della ripresa dei campi minori non produttivi volti a riprendere, già con il prossimo esercizio, una -4-

crescita dei volumi prodotti. In particolare, a seguito dei riscontri positivi delle prove relative ad alcuni interventi di compressione effettuati nel 2014, nel corso dei primi nove mesi del 2015 sono state predisposte le attività necessarie per la prosecuzione di tali test al fine di favorire un incremento delle produzioni sui campi ritenuti idonei. È stato quindi avviato l'iter autorizzativo per la prima concessione selezionata, il cui gas-in è previsto per inizio 2016. Come già in precedenza esposto con riferimento alle attività esplorative, nel mese di luglio 2015 è stata avviata la perforazione di un pozzo, situato in provincia di Parma, che purtroppo ha dato esito negativo in quanto l'obiettivo ha intercettato aree geologiche non mineralizzate. Per quanto riguarda le attività E&P estere, e in particolare in Romania, sono proseguite le analisi dei dati acquisiti attraverso le sismiche 3D relative alle concessioni Midia Shallow & Pelican e Midia Deep. Sulla concessione Midia Deep, le Autorità rumene hanno approvato l'estensione della prima fase esplorativa sino ad Agosto 2016. Tale estensione permetterà di completare la valutazione dei dati sismici 3D e la loro integrazione con i risultati delle ulteriori attività che saranno condotte sia da ExxonMobil e OMV Petrom nella concessione Neptune Deep, sia da altri operatori nelle concessioni adiacenti nell'offshore rumeno del Mar Nero. La validazione del modello geologico risulterà fondamentale per una decisione in merito all'eventuale ingresso nella successiva fase esplorativa. Con riferimento invece alle attività su Midia Shallow & Pelican, a seguito di presentazione da parte dell'operatore del "Rapporto Tecnico Finale" sull'analisi dei dati sismici 3D, è in corso una revisione di tali dati e delle relative analisi presentate. Area Commerciale Gas (costituita dalle B.U. Supply & Sales e Retail): al 30 settembre 2015 l'Area Commerciale Gas ha registrato una marginalità in sensibile aumento rispetto ai primi nove mesi 2014 (da 1,2 M a 1,9 M). L'incremento è imputabile alle migliori performance della B.U. Retail che, nonostante una riduzione dei ricavi (da 36,0 M a 35,6 M) dettata dalla contrazione dei prezzi di vendita, ha registrato un aumento dei volumi venduti (da 63,3 MSmc a 65,9 MSmc) e, soprattutto, un sensibile incremento delle marginalità unitarie dei vari segmenti del portafoglio clienti, ottenendo un EBITDA pari a 3,2 M, in crescita rispetto ai 2,3 M del corrispondente periodo 2014. La B.U. S&S, invece, ha continuato a risentire degli effetti derivanti dal contesto di mercato in cui opera e delle nuove modalità di valorizzazione della componente materia prima, registrando un EBITDA pari a - 1,3 M nonostante il sensibile incremento dei volumi venduti (da 198,6

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MSmc a 305,2 MSmc) che non è stato pertanto sufficiente a controbilanciare la contrazione della marginalità unitaria. Nei precedenti trimestri pertanto è stato avviato un processo di ristrutturazione del modello di business dell'area che ha previsto, a partire dal mese di Ottobre 2015 (avvio del nuovo anno gas), la chiusura della B.U. S&S. Conseguentemente, le B.U. Retail e B.U. E&P si rivolgeranno direttamente sul mercato rispettivamente per l'approvvigionamento di gas ed il collocamento del gas di produzione. B.U. N&T: al 30 settembre 2015, la B.U. ha registrato volumi distribuiti in aumento (da 115,1 MSmc a 124,3 MSmc) per effetto di un andamento climatico maggiormente stabile soprattutto in relazione alle temperature eccezionalmente miti dei primi mesi del 2014. In termini di redditività, la B.U. ha confermato il proprio contributo positivo ai risultati del Gruppo registrando un EBITDA pari a 3,8 M sostanzialmente in linea con il corrispondente periodo 2014. Ai fini delle gare connesse al nuovo regime di ambiti territoriali, è proseguita l'attività della B.U. finalizzata alla revisione delle concessioni in essere, nonché alla valutazione di ulteriori possibilità di sviluppo tramite la partecipazione alle gare. B.U. Storage: in prossimità della chiusura del primo semestre 2014, le attività della B.U. avevano evidenziato importanti progressi, sotto il punto di vista autorizzativo, con il rilascio dei provvedimenti di compatibilità ambientale (VIA) relativi ai progetti di Poggiofiorito e San Benedetto. Contro i provvedimenti sopra citati sono stati tuttavia presentati vari ricorsi al TAR delle Regioni Abruzzo e Marche che, a prescindere dagli esiti, influiranno inevitabilmente sulle tempistiche di completamento degli iter autorizzativi. EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE Tenuto conto dei risultati conseguiti nei primi nove mesi dell'anno, riteniamo che l'esercizio 2015 possa chiudersi con un risultato positivo, nonostante l'ulteriore calo degli scenari energetici in atto dallo scorso mese di agosto. Nel corso del 2016, a mitigare gli effetti di tali scenari e la conseguente incidenza sui risultati dovrebbero contribuire i primi miglioramenti delle produzioni derivanti dalla ripresa dell'attività, sino ad ora interrotta, nella concessione di Garaguso e da un primo nuovo gas-in.

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Le attività regolate e quelle di vendita al dettaglio continueranno, anche nel prossimo esercizio, a registrare un andamento positivo. Ferma restando la prosecuzione delle principali iniziative di sviluppo nel settore E&P, che anche agli attuali livelli dei prezzi consentono una certa remuneratività, a fronte di una persistente fase di debolezza del mercato il Gruppo accentuerà il proprio impegno anche in progetti di sviluppo nelle attività regolate e commerciali downstream. Nei mesi a venire si seguirà pertanto con la massima attenzione l'evoluzione del contesto dei prezzi energetici anche per assestare le linee di sviluppo del Gruppo ed aggiornare il Business Plan da sottoporre all'esame del Consiglio di Amministrazione nei primi mesi del 2016. ******* Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, dott. Germano Rossi, dichiara, ai sensi del comma 2 dell'articolo 154-bis del Testo Unico della Finanza, che l'informativa contabile contenuta nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri ed alle scritture contabili. ******* Il Resoconto intermedio di gestione al 30 settembre 2015 è a disposizione presso la sede sociale, sul sito internet della Società (www.gasplus.it, sezione Investor Relations) nonché presso il meccanismo di stoccaggio autorizzato "NIS-Storage" (www.emarketstorage.com). Il giorno 13 Novembre 2015, alle ore 10.00 (CET), si terrà la conference call del Gruppo Gas Plus, per analisti/investitori, sui risultati finanziari 9M 2015. Interverranno come speaker: Davide Usberti Amministratore Delegato Cinzia Triunfo Direttore Generale Germano Rossi Direttore Amministrazione Finanza e Controllo Per connettersi alla conference call: ITALY: UK: USA: Stampa: +39 02 805 88 11 +44 1 212818003 + 1 718 7058794 +39 02 805 88 27

Gas Plus è il quarto produttore italiano di gas naturale (stime dell'Autorità per l'Energia Elettrica ed il Gas, AEEG) dopo Eni, Edison e Shell Italia E&P. E' attivo nei principali settori della filiera del gas naturale, in particolare nell'esplorazione, produzione, acquisto, distribuzione e vendita sia all'ingrosso sia al cliente finale. Al 31 dicembre 2014, il Gruppo detiene 49 concessioni di

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coltivazione distribuite su tutto il territorio italiano, ha commercializzato all'ingrosso nell'anno 2014 circa 350 milioni di metri cubi di gas, gestisce complessivamente circa 1.500 chilometri di rete di distribuzione e trasporto regionale localizzati in 37 Comuni, serve complessivamente oltre 75.000 clienti finali, con un organico di 207 dipendenti. Per maggiori informazioni: www.gasplus.it Contatti Investor Relations: Germano Rossi (IR) germanorossi@gasplus.it +39 02 714060 Contatti con la stampa Giorgio Brugora giorgio.brugora@gmail.com +39 335 78 75 079

Allegati.

Dati non sottoposti a revisione contabile.

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STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO Al 30 settembre 2015 e al 31 dicembre 2014 Importi in migliaia di Euro

30 settembre 2015 Capitale immobilizzato Immobilizzazioni immateriali Immobilizzazioni materiali Immobilizzazioni finanziarie Altre attività e passività non correnti Totale Capitale circolante netto Rimanenze Crediti commerciali Debiti commerciali Altri debiti e crediti di circolante Totale Fondi rischi per oneri e imposte differite Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato Capitale investito netto Patrimonio netto Posizione finanziaria netta Coperture 356.347 103.387 0 1.462 461.196 3.819 16.925 (20.131) 7.929 8.542 (192.239) (4.355) 273.144 220.551 52.593 273.144

31 dicembre 2014 362.386 104.170 0 1.327 467.883 19.283 34.535 (35.545) 2.433 20.706 (191.330) (4.866) 292.393 221.239 71.154 292.393

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CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO Al 30 Settembre 2015 e 2014 Importi in migliaia di Euro 30 settembre 2015 Ricavi Altri ricavi e proventi TOTALE RICAVI Costi per materie prime e materiali di consumo Costi per servizi e altri Costo del personale Quota del risultato delle società collegate MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA) Ammortamenti e svalutazioni EBIT (Oneri) e Proventi diversi RISULTATO OPERATIVO Proventi finanziari Oneri finanziari RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE Imposte sul reddito RISULTATO DEL PERIODO Attribuibile a: Gruppo Terzi 116.531 8.450 124.981 (59.914) (32.094) (8.544) 24.429 (15.163) 9.266 1.604 10.870 2.039 (7.481) 5.428 (787) 4.641 30 settembre 2014 92.951 3.660 96.611 (29.632) (31.484) (8.921) 26.574 (13.708) 12.866 12.866 1.154 (8.929) 5.091 (902) 4.189

4.628 13

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RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO Al 30 Settembre 2015 e 2014 Importi in migliaia di Euro 30/09/2015 EBIT + Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni materiali ed immateriali EBITDA +/- Altri accantonamenti/utilizzi non monetari - Imposte sul reddito pagate +/- Altre variazioni da attività e passività operative Cash Flow gestione corrente - Investimenti in Immob. materiali/immat., al netto delle alienazioni - Investimenti/disinvestimenti in Immob. finanziarie ed altre attività non correnti +/- rett. di consolidamento ed altre minori Cash Flow operativo - Dividendi pagati - Oneri/Proventi finanziari pagati - Variazione riserva di cash flow dei derivati in hedge accounting - Altre variazioni finanziarie di natura non monetaria Cash Flow al servizio del debito 9.266 15.163 24.429 201 (287) 10.393 34.736 (8.290) 110 (295) 26.261 (4.362) (2.525) (505) (307) 18.561 30/09/2014 12.866 13.708 26.574 448 (5.149) 19.062 40.935 (5.537) (102) (1.160) 34.136 (6.978) (3.805) 540 (1.004) 22.889

Posizione finanziaria netta all'inizio del periodo Posizione finanziaria netta alla fine del periodo

(71.154) (52.593)

(98.569) (75.680)

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