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Il documento ufficiale in formato elettronico ESEF è pubblicato e depositato secondo le disposizioni di legge.
Il presente documento non è conforme al formato elettronico ESEF previsto dal Regolamento delegato della Commissione Europea 2019/815 e pertanto rappresenta una versione supplementare non ufficiale della Relazione Annuale Integrata 2025.
Relazione Annuale Integrata 2025
VALORI, MISSION E PURPOSE
Vision:
Essere protagonista nel mondo delle energie, guidandone l’evoluzione sostenibile e innovando ogni giorno per migliorare la qualità della vita delle persone.
Mission:
Garantiamo alla collettività servizi energetici con efficienza, sicurezza ed eccellenza da oltre 180 anni. Favoriamo la transizione energetica realizzando le reti del futuro e promuovendo soluzioni innovative e sostenibili. Ci prendiamo cura delle comunità locali. Alimentiamo relazioni positive e generative con tutti coloro che raggiungiamo: cittadini, aziende, fornitori e azionisti. Ci apriamo a nuovi mercati dove applicare le nostre competenze distintive. Promuoviamo la crescita delle persone e valorizziamo i talenti, costruendo ambienti di lavoro inclusivi e stimolanti.
Purpose:
Pionieri per passione e costruttori per vocazione offriamo tutta la nostra energia per accelerare la transizione ecologica. Lo facciamo per noi. Lo facciamo per tutti.
Disclaimer
La Relazione Annuale Integrata contiene dichiarazioni previsionali (“forward - looking statements”), in particolare nella sezione “Evoluzione prevedibile della gestione”, relative a: piani di investimento, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future ed esecuzione dei progetti. I forward - looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno pertanto differire rispetto a quelli annunciati in relazione a diversi fattori, tra cui: le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l’instabilità socio-politica, l’impatto delle regolamentazioni in campo energetico e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza.
Per Italgas, Gruppo Italgas o Gruppo si intende Italgas S.p.A. e le imprese incluse nell’area di consolidamento.
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Organi sociali

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE (a) |  | COLLEGIO SINDACALE (a)
Presidente |  | Presidente
Paolo Ciocca |  | Giulia Pusterla
Amministratore Delegato e Direttore Generale |  | Sindaci effettivi
Paolo Gallo |  | Maurizio di Marcotullio
|  | Eliana Quintili
Consiglieri |  |
Cecilia Andreoli |  | Sindaci supplenti
Fabio Barchiesi |  | Maurizio De Filippo
Costanza Bianchini |  | Stefano Podda
Alessandra Faella |  |
Erika Furlani |  |
Gianmarco Montanari |  |
Qinjing Shen |  |
COMITATO CONTROLLO E RISCHI E OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE (b) |  | COMITATO NOMINE E REMUNERAZIONE (c)
Gianmarco Montanari (Presidente) |  | Cecilia Andreoli (Presidente)
Costanza Bianchini |  | Fabio Barchiesi
Erika Furlani |  | Erika Furlani
COMITATO PER LA CREAZIONE DEL VALORE SOSTENIBILE (b) |  |
Alessandra Faella (Presidente) |  |
Costanza Bianchini |  |
Qinjing Shen |  |
SOCIETÀ DI REVISIONE (e) |  | ORGANISMO DI VIGILANZA (d)
Deloitte & Touche S.p.A |  | Antonio Gullo (Presidente)

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|  | Giacomo Aiello
|  | Celeste Cassitti

(a) Nominati dall'Assemblea degli Azionisti del 13 maggio 2025. In carica sino alla data dell’Assemblea degli Azionisti che sarà convocata per l’approvazione del bilancio di esercizio chiuso al 31 dicembre 2027.
(b) Comitato istituito dal Consiglio di Amministrazione in data 4 agosto 2016. Componenti nominati dal Consiglio di Amministrazione il 27 giugno 2025.
(c) Comitato istituito dal Consiglio di Amministrazione in data 23 ottobre 2017. Componenti nominati dal Consiglio di Amministrazione il 27 giugno 2025
(d) L’Organismo di Vigilanza è stato nominato dal Consiglio di Amministrazione del18 settembre 2025 e resterà in carica sino alla scadenza del mandato del Consiglio di Amministrazione che lo ha nominato, ossia alla data dell’Assemblea degli Azionisti che sarà convocata per l’approvazione del bilancio di esercizio chiuso al 31 dicembre 2027. In conformità al Modello di Organizzazione, Gestione e Controllo ex D.Lgs. 231/2001 l’Organismo continua a esercitare ad interim le proprie funzioni fino alla delibera del Consiglio di Amministrazione che nominerà il nuovo Organismo di Vigilanza.
(i) Incarico conferito dall’Assemblea degli Azionisti del 12 maggio 2020 per il periodo 2020 – 2028.
6
Struttura del Gruppo Italgas al 31 dicembre 2025
La struttura del Gruppo Italgas al 31 dicembre 2025 si è modificata rispetto a quella in essere al 31 dicembre 2024 per : i) il perfezionamento, avvenuto in data 1° aprile 2025, dell’acquisizione del 99,94% del capitale sociale di 2i Rete Gas S.p.A. dai venditori F2i SGR S.p.A. e Finavias S.à.r.l., successivamente, in data 16 aprile 2025, ha avuto effetto il raggruppamento delle azioni di 2i Rete Gas con il quale Italgas ha raggiunto il 100% di possesso delle azioni della società; ii) la fusione di Acqua in Nepta con effetti contabili e fiscali che decorrono dal 1° gennaio 2025; iii) la fusione per incorporazione in data 1° luglio di 2i Rete Gas in Italgas Reti; iv) la cessione del ramo d’azienda IT di 2i Rete Gas, comprensivo della partecipazione in IG Rete Dati, in Bludigit.
Di seguito la struttura del gruppo.
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Indice della Relazione Annuale Integrata

Relazione sulla gestione |
Lettera agli Azionisti e agli Stakeholder | Pag. 11
Highlights 2025 | Pag. 13
Nota metodologica – Relazione Annuale Integrata 2025 | Pag. 15
1. Profilo di Italgas |
1.1 Identità aziendale | Pag. 18
1.2 Contesto esterno, mercati e titolo | Pag. 19
1.3 Azionariato | Pag. 23
1.4 Indici e rating SRI | Pag. 25
2. Governance e rischi |
2.1 Governance | Pag. 27
2.2 Gestione dei rischi | Pag. 28
2.3 Il Sistema di controllo interno | Pag. 34
2.4 Etica e compliance | Pag. 36
3. Andamento operativo |
3.1 Principali eventi | Pag. 46
3.2 Principali dati | Pag. 50
3.3 Infrastrutture | Pag. 52
4. Commento ai risultati e altre informazioni |
4.1 Commento ai risultati economico - finanziari | Pag. 54
4.2 Commento ai risultati economico - finanziari di Italgas S.p.A. | Pag. 67
4.3 Non - GAAP Measures | Pag. 71
4.4 Altre Informazioni | Pag. 81
5. Andamento della gestione nei settori di attività |

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5.1 Settore Distribuzione gas | Pag. 85
5.2 Settore Servizio Idrico | Pag. 95
5.3 Settore Efficienza Energetica | Pag. 98
6. Evoluzione prevedibile della gestione | Pag. 99
7. Dichiarazione Consolidata di Sostenibilità |
7.1 Informazioni generali | Pag. 101
7.2 Informazioni ambientali | Pag. 124
7.3 Informazioni sociali | Pag. 161
7.4 Informazioni sulla governance | Pag. 195
Attestazione del Management della Dichiarazione Consolidata di sostenibilità | Pag. 203
Relazione della società di revisione | Pag. 204
Bilancio Consolidato |
Schemi di Bilancio | Pag. 210
Note al bilancio consolidato | Pag. 215
Attestazione del Management e del Bilancio Consolidato | Pag. 286
Relazione della società di revisione | Pag. 287
Bilancio di esercizio |
Schemi di Bilancio | Pag. 297
Note al bilancio di esercizio | Pag. 301
Attestazione del Management e del Bilancio di Esercizio | Pag. 330
Proposte del Consiglio di Amministrazione all’Assemblea degli Azionisti | Pag. 331
Relazione del Collegio Sindacale all’Assemblea degli Azionisti | Pag. 332
Relazione della società di revisione | Pag. 346
Allegati alle note del bilancio consolidato |
Imprese e partecipazioni di Italgas S.p.A. al 31 dicembre 2025 | Pag. 353

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Relazione sulla Gestione
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Lettera agli Azionisti e agli Stakeholder
Il 2025 ha rappresentato per Italgas un momento fondativo. L’acquisizione e la successiva integrazione di 2i Rete Gas – completata in appena 90 giorni – non hanno soltanto ampliato la dimensione del Gruppo, ma hanno dato origine a una nuova realtà industriale che, per scala e rilevanza, si configura come gestore di un’infrastruttura strategica per il Paese e come punto di riferimento europeo, e globale, nella distribuzione del gas. Questo nuovo assetto consolida ulteriormente il ruolo di benchmark tecnologico e rafforza la capacità di Italgas di assumere la funzione di piattaforma abilitante della transizione energetica in Italia, in Grecia e in Europa, attraverso reti intelligenti, pluralità di soluzioni tecnologiche e sistemi sempre più resilienti.
Questa evoluzione ha permesso di rispondere con tempestività alle trasformazioni di scenario vissute nel corso dell’anno. Gli eventi che hanno interessato il panorama energetico europeo hanno infatti contribuito a ridefinire il concetto di sicurezza energetica. Il blackout che, ad aprile, ha coinvolto la Spagna – con riflessi anche in Francia e Portogallo – ha reso evidente un punto che sosteniamo da tempo: non esiste un’unica soluzione per la transizione energetica. L’aumento della quota di eolico e fotovoltaico, pur essenziale, accrescere inevitabilmente la rigidità dei sistemi, rendendo necessario lo sviluppo di infrastrutture flessibili e ridondanti. Non è un caso che questa consapevolezza abbia coinciso con un incremento della domanda di gas in diversi Paesi europei, Italia compresa, a conferma del ruolo strutturale delle molecole nell’equilibrio del sistema.
In questo contesto, ribadiamo con convinzione il valore del principio di neutralità tecnologica. Solo mettendo tutte le tecnologie nelle condizioni di competere e collaborare – elettriche e molecolari, digitali e infrastrutturali – possiamo accelerare il percorso verso il net zero e, al tempo stesso, rafforzare la resilienza dei sistemi energetici. La nostra esperienza dimostra chiaramente che il network del gas - intelligente, digitale e pronto ad accogliere le molecole rinnovabili - non è un retaggio del passato ma un asset strategico per la sicurezza energetica e per una decarbonizzazione efficace e sostenibile.
L’impegno sull’innovazione è sempre più profondo e trasversale. Il programma di adozione dell’Intelligenza Artificiale e della GenAI, già parte integrante dei processi operativi, ha prodotto progressi significativi: modelli predittivi che calcolano con grande precisione il ciclo di vita dei misuratori, algoritmi per ottimizzare gli interventi sul territorio e piattaforme digitali che incrementano sicurezza, qualità del servizio e riduzione delle emissioni. Stiamo costruendo infrastrutture in grado non solo di distribuire energia, ma anche di apprendere, prevedere e reagire.
Il nostro ruolo di abilitatori della transizione lo abbiamo ulteriormente ribadito con la messa in esercizio di Hyround, l’impianto di produzione di idrogeno verde progettato e realizzato da Italgas in Sardegna: un progetto
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pilota, dalle dimensioni contenute, ma che dimostra come il sector coupling sia già una realtà capace di integrare elettroni e molecole, valorizzandone la complementarietà e generando nuove traiettorie di sviluppo per i territori. La stessa logica guida la crescita del biometano. Con impianti già connessi alla rete e altri in fase di sviluppo, Italgas è protagonista di una trasformazione che coniuga economia circolare, valorizzazione delle filiere agricole e riduzione della dipendenza energetica dall’estero.
Nel settore idrico e in quello dell’efficienza energetica abbiamo dato corso agli impegni assunti. Anche in essi le tecnologie digitali si confermano decisive per ridurre perdite di rete e i consumi energetici e migliorare la qualità del servizio generando valore duraturo.
Nel complesso, il 2025 è stato l’anno in cui abbiamo ulteriormente alzato l’asticella dei nostri traguardi. Anche grazie all’operazione 2i, alle sinergie attese e a quelle già realizzate, gli indicatori economico-finanziari riflettono la grande solidità del Gruppo e la capacità di coniugare crescita e sostenibilità.
Siamo consapevoli delle responsabilità che derivano dal nostro ruolo e delle aspettative che accompagnano il nostro lavoro quotidiano. Continueremo ad affrontare le sfide con determinazione e visione, convinti che Italgas possa contribuire in modo decisivo allo sviluppo sostenibile del Paese, alla sicurezza dei consumi e a una transizione equa, affidabile e competitiva.
Con ricavi totali adjusted pari a 2.484,2 milioni di euro e un utile netto attribuibile al Gruppo adjusted pari a 674,5 milioni di euro, il 2025 ha confermato il trend di crescita della vostra Società. Si tratta di risultati raggiunti grazie al contributo di tutte le persone di Italgas, che hanno saputo coniugare cambiamento, innovazione e miglioramento. Tali risultati ci permettono di proporre la distribuzione di un dividendo di 0,432, in aumento del 13,3% rispetto al 2024 1 , per la soddisfazione dei nostri Azionisti.
PAOLO CIOCCA
Chairman & Non-Executive Independent Director
PAOLO GALLO
Chief Executive Officer and General Manager
1 Il dividendo 2024 è stato rettificato per tener conto del cosiddetto “bonus element” dell’aumento di capitale in opzione, applicando il coefficiente K comunicato da Borsa Italiana il 30 maggio 2025. La variazione in termini percentuali tra il dividendo 2025 e il dividendo 2024 (0,406 euro per azione), escludendo la rettifica, è pari a 6,4%.
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Highlights 2025
Highlights economici e finanziari consolidati 2 3
- Ricavi totali 2.535,4 milioni di euro, +45,7% rispetto al 2024;
- Ricavi totali adjusted 2.484,2 milioni di euro, +39,7% rispetto al 2024;
- EBITDA adjusted 1.883,4 milioni di euro , +39,4% rispetto al risultato del 2024;
- Sinergie ed efficienze per 35 milioni di euro 4 , 14% del target al 2031 ;
- EBIT adjusted 1.205,9 milioni di euro , +46,9% rispetto al risultato del 2024;
- Utile netto attribuibile al Gruppo adjusted 674,5 milioni di euro, +33,1% rispetto al risultato del 2024;
- Investimenti 1.203,6 milioni di euro (887,0 milioni di euro nel 2024);
- RAB 15,7 miliardi di euro;
- Flusso di cassa da attività operativa 1.625,1 milioni di euro (1.098,7 milioni di euro nel 2024);
- Indebitamento finanziario netto (esclusi gli effetti ex IFRS 16 e IFRIC 12) 10.733,8 milioni di euro (6.672,3 milioni di euro al 2024);
- Indebitamento finanziario netto 10.867,8 milioni di euro (6.762,8 milioni di euro al 2024);
- Dividendo proposto pari a 0,432 euro per azione con un incremento +13,3% 5 rispetto al dividendo pagato nel 2025, equivalente al 65% di payout.
Highlights operativi 6
- Rete di distribuzione posata nell’esercizio 960 km per un valore complessivo di circa 156.655 km;
- Comuni in concessione per il servizio di distribuzione gas incrementati a 4.338 (2.099 al 31 dicembre 2024), di cui 4.245 in esercizio (2.024 al 31 dicembre 2024);
- Circa 12,9 milioni di PDR attivi e primo operatore europeo ;
- Circa 6.300 km di rete idrico-potabile e circa 2.600 km di rete fognatura gestiti ;
- Circa 6,3 milioni di abitanti serviti direttamente e indirettamente in Lazio, Sicilia e Campania attraverso la rete di trasporto e distribuzione dell'acqua.
2 La società per le analisi economico - finanziarie riferite all’esercizio 2025 ha ritenuto maggiormente rappresentativo i risultati adjusted , ovvero i risultati ricorrenti al netto delle componenti “non cash”, comparandoli con i risultati ricorrenti adjusted dell’esercizio 2025.
3 Gli Highlight economici e finanziari consolidati e quelli operativi riflettono gli effetti del consolidamento del Gruppo 2i Rete Gas dal 1° aprile 2025.
4 Le sinergie ed efficienze sono calcolate tenuto conto della baseline 2023 e a perimetro costante, quindi inclusivo del gruppo 2i Rete Gas per 12 mesi.
5 Il dividendo 2024 è stato rettificato per tener conto del cosiddetto “bonus element” dell’aumento di capitale in opzione, applicando il coefficiente K comunicato da Borsa Italiana il 30 maggio 2025. La variazione in termini percentuali tra il dividendo 2025 e il dividendo 2024 (0,406 euro per azione), escludendo la rettifica, è pari a 6,4%.
6 Considerando le società partecipate su cui Italgas non esercita il controllo.
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Highlights sostenibilità 7
- Emissioni Scope 1 e 2 market-based: 114,7 10 3 tCO 2 eq, -3,8% - Distribuzione gas, “like for like” 8 ;
- Consumi netti 9 di energia: 355,0 TJ, -6,0% - Distribuzione gas, “like for like” 10 ;
- Gas Leakage Rate 11 : 0,051% , rispetto al 0,069% - Distribuzione gas, “like for like” 12 ;
- Reti sottoposte a ispezione annua per ricerca dispersioni gas in atmosfera 13 : 183% nel 2025 rispetto al 154% del 2024 (business distribuzione gas, pari perimetro 2024), 141% nel 2025, considerando anche la rete ex-2i Rete Gas;
- 34,3% di donne nel top management 14 ;
- Indice combinato di infortunio per dipendenti e contrattisti 15 : 0,073 ;
- 50 ore medie di formazione pro-capite erogate 16 , +11% rispetto al 2024.
7 Highlights di sostenibilità riferiti al perimetro delle società consolidate del Gruppo, in linea con quanto riportato nel paragrafo relativo al perimetro della Dichiarazione Consolidata di Sostenibilità, salvo eventuali specificazioni.
8 Pari perimetro 2024. Tenendo in considerazione anche i contributi del business del servizio idrico e dell’ex-perimetro 2i Rete Gas (151,1 10 3 tCO 2 eq), le emissioni totali di Gruppo nel 2025 risultano essere 265,8 10 3 tCO 2 eq.
9 Si tratta di consumi totali di energia, cui sono sottratti eventuali consumi di energia elettrica autoprodotta .
10 Pari perimetro 2024. Tenendo in considerazione anche i contributi del business del servizio idrico e dell’ex-perimetro 2i Rete Gas ed il consumo di energia rinnovabile autogenerata per la restante parte del Gruppo (669,8 TJ), il consumo totale del Gruppo nel 2025 risulta essere 1.024,8 TJ.
11 Calcolato come rapporto tra emissioni fuggitive di gas naturale e i volumi di gas vettoriato.
12 Pari perimetro 2024, solo Italia.
13 Valore calcolato come rapporto fra l’estensione lineare delle reti oggetto di ispezione nell’anno solare e l’estensione totale delle reti gas del Gruppo.
14 La definizione di Top Management comprende i riporti di livello -1 e -2 rispetto all’Amministratore Delegato.
15 Misurato come prodotto dell'indice di frequenza (numero di infortuni per milione di ore lavorate) e dell'indice di gravità (numero di giorni di assenza per mille ore lavorate) degli infortuni registrati a livello di Gruppo e dei suoi contrattisti durante l'anno.
16 Il target si riferisce al perimetro delle società del Gruppo consolidate al 31 dicembre 2025. Le ore di formazione relative al personale proveniente da 2i Rete Gas si riferiscono al periodo 1° Aprile - 31 Dicembre.
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Nota Metodologica – Relazione Annuale Integrata 2025
Obiettivi del documento
Il Gruppo Italgas (di seguito anche “Italgas” o “Gruppo”) presenta la relazione finanziaria annuale nella forma di Relazione Annuale Integrata (di seguito anche “Relazione” o “Relazione Integrata”) quale strumento per la rendicontazione dei dati finanziari e non finanziari che si compone della Relazione sulla Gestione che include la Dichiarazione Consolidata di Sostenibilità, del Bilancio Consolidato e del Bilancio d’Esercizio di Italgas S.p.A..
Il Bilancio d’Esercizio e il Bilancio Consolidato sono stati redatti in conformità ai principi contabili internazionali IAS/IFRS emessi dall’International Accounting Standards Board (IASB) e pubblicati nella Gazzetta Ufficiale della Comunità Europea.
Con il presente documento, il Gruppo Italgas intende rispondere anche a quanto previsto dal D.Lgs 125/2024, emesso in attuazione della Direttiva (UE) 2022/2464 che prevede l’introduzione della Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) confermando l’obbligo di rendicontazione di sostenibilità per le imprese indicate dalla Direttiva stessa. Tale direttiva prevede l’adozione degli European Sustainability Reporting Standards (ESRS), sviluppati dall’EFRAG ( European Financial Reporting Advisory Group ), per garantire una maggiore comparabilità e affidabilità delle informazioni di sostenibilità.
La Relazione Annuale Integrata consente di fornire agli stakeholder una rendicontazione accurata, esaustiva e trasparente delle attività del Gruppo, dei risultati conseguiti e del loro andamento, nonché dei servizi forniti.
Il glossario dei termini finanziari, commerciali, tecnici e delle unità di misura è consultabile sul sito internet: https://www.italgas.it/glossario/
Framework di riferimento e standard di rendicontazione
In relazione alle informazioni finanziarie, la Relazione Annuale Integrata di Italgas è stata predisposta utilizzando i seguenti riferimenti:
• Principi contabili internazionali (IAS/IFRS);
• D.Lgs 24 febbraio 1998 n. 58 s.m.i. (“Testo unico della Finanza” o “TUF”);
• Regolamento (CE) n. 1606/2002;
• D.Lgs 125/2024, che ha dato attuazione alla Direttiva (UE) 2022/2464, la quale comprende i Principi Europei di Rendicontazione di Sostenibilità (ESRS).
Il documento è pubblicato con periodicità annuale ed è disponibile nella sezione Investitori del sito internet di Italgas (https://www.italgas.it/investitori/risultati-e-presentazioni/).
1. Measured as the product of the frequency rate (number of injuries per million hours worked) and the severity rate (number of lost days per thousand hours worked) of injuries recorded at the Group level during the year.
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Perimetro di consolidamento finanziario
Al 31 dicembre 2025 Italgas esercita il controllo (diretto o indiretto) e consolida integralmente Italgas Reti, Medea, Acqua Campania, Laboratorio Acqua Campania, IG Rete Dati, Cilento Reti Gas, Toscana Energia, Nepta, Idrolatina, Idrosicilia, Geoside, Bludigit, Italgas Newco, Enaon ed Enaon EDA.
Le imprese a controllo congiunto Metano Sant’Angelo Lodigiano e Servizi Energetici IG e le imprese collegate Umbria Distribuzione Gas, Gesam Reti, Energie Rete Gas, Siciliacque, Acqualatina e Melegnano Energia Ambiente sono consolidate con il metodo del patrimonio netto, Reti Distribuzione e Picarro sono consolidate con il metodo del fair value.
Le variazioni del perimetro di consolidamento sono illustrate nel capitolo Struttura del Gruppo Italgas al 31 dicembre 2025.
Perimetro di rendicontazione della Dichiarazione Consolidata di Sostenibilità
Il perimetro di rendicontazione della Dichiarazione Consolidata di Sostenibilità fa riferimento alle società consolidate col metodo integrale indicate nel precedente paragrafo. Per le società su cui il Gruppo detiene un controllo operativo 17 , ovvero le società Siciliacque e Acqualatina, è inclusa nel documento l’informativa relativa alle emissioni GHG 18 Scope 1 e Scope 2 market-based (come richiesto dalla CSRD) e ai target di Gruppo relativi a consumi, emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 market-based.
Processo di rendicontazione
Il processo di redazione della Relazione Annuale Integrata di Italgas prevede il coinvolgimento trasversale della totalità delle funzioni, delle direzioni e delle Società del Gruppo Italgas e lo svolgimento delle seguenti attività:
• identificazione del perimetro oggetto di rendicontazione delle informazioni finanziarie e di sostenibilità;
• predisposizione e analisi della doppia rilevanza prevista dalla CSRD;
• raccolta e consolidamento dei dati e predisposizione della proposta di Relazione Annuale Integrata;
Il processo si completa con l’approvazione (avvenuta in data 3 marzo 2026) da parte del Consiglio di Amministrazione della Relazione Annuale Integrata e del Progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2025 e la successiva approvazione, che avverrà in data 21 aprile 2026, da parte dell’Assemblea del bilancio di esercizio, supportata dalle relazioni da parte della società di revisione incaricata.
In particolare, le relazioni emesse dalla società di revisione Deloitte & Touche S.p.A. sono riportate all’interno del presente documento e sono le seguenti:
17 In compliance con il DR E1-6 “Emissioni lorde di GHG di ambito 1, 2, 3 ed emissioni totali di GHG. Si ha controllo operativo (su un'entità, un sito, un'operazione o un bene) quando l'impresa ha la capacità di dirigere le attività e le relazioni operative dell'entità in oggetto.
18 Greenhouse Gas, di seguito GHG o GES (Gas Effetto Serra).
17
• Relazione della società di revisione indipendente sull’esame limitato della rendicontazione consolidata di sostenibilità ai sensi dell’art. 14-bis del D.Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39;
• Relazioni ai sensi dell’articolo 14 del D.Lgs 27 gennaio 2010, n. 39 e dell’articolo 10 del Regolamento (UE) n. 537/2014, predisposte in relazione alle informazioni finanziarie contenute all’interno del Bilancio consolidato e del Bilancio di esercizio.
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1. Profilo di Italgas
1.1 Identità aziendale
Il Gruppo Italgas è il primo operatore nella distribuzione di gas naturale in Italia e in Grecia. A fine 2025, attraverso le sue società 19 gestisce 156.655 chilometri di rete di distribuzione di gas, a media e bassa pressione, con la quale, nel 2025, ha distribuito 11.409 milioni di metri cubi di gas, a 12.867 milioni di clienti (punti di riconsegna). Il servizio è svolto in 4.193 comuni in concessione in Italia e 145 in Grecia, con una presenza storica nelle maggiori città italiane, tra cui Torino, Venezia, Firenze, Napoli e Roma.
Con i suoi 189 anni di storia, Italgas è oggi è un benchmark globale in termini di innovazione e digitalizzazione Nel 2025 il Gruppo ha segnato un traguardo storico nella sua lunga e prestigiosa storia: con l’acquisizione di 2i Rete Gas è diventato il primo operatore europeo nel settore della distribuzione del gas.
Con il Piano Strategico 2025-2031, presentato a ottobre 2025, il Gruppo ha confermato l’impegno nell’innovazione, declinata in tutti gli aspetti industriali e di processo, che la rendono capace di interpretare i trend futuri e trasformarli in azioni portanti per la transizione energetica. Le migliori soluzioni digitali e di intelligenza artificiale sono e saranno le leve strategiche principali per rafforzare non solo il business della distribuzione del gas ma anche le attività del settore idrico e del settore dell’efficienza energetica, ambiti questi due ultimi in cui il Gruppo è player di riferimento.
Attività del Gruppo
Il core business di Italgas è la distribuzione del gas, attività svolta nell’ambito del più ampio sistema nazionale, che consiste nel vettoriamento del gas per conto delle società di vendita autorizzate alla commercializzazione ai clienti finali. Oltre al servizio di consegna, effettuato attraverso le reti di gasdotti locali a partire dai city-gate (cabine di riduzione e misura interconnesse con le reti di trasporto), l’azienda svolge l’attività di misura che comprende la raccolta, l’elaborazione, la validazione e la messa a disposizione dei dati di consumo al fine di regolare le transazioni commerciali tra operatori e utenti.
Le attività operative del business di distribuzione gas sono gestite dalle società controllate:
• Italgas Reti S.p.A. operante su tutto il territorio nazionale
• Toscana Energia S.p.A. operante in Toscana
• Medea S.p.A. operante in Sardegna
• Cilento Reti Gas S.r.l. operante in Campania
• Enaon, attraverso la controllata Enaon EDA, operante in Grecia.
19 Comprende la capogruppo, le società controllate direttamente e indirettamente, le società collegate e quelle a controllo congiunto.
19
In Italia, Italgas è soggetta a regolazione da parte dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (di seguito anche Autorità o ARERA), che definisce sia le modalità di svolgimento del servizio, sia le tariffe di distribuzione e misura. L’attività di distribuzione gas è svolta in regime di concessione. Analoga attività di regolazione è svolta in Grecia dall’Autorità di regolamentazione dei rifiuti, dell'energia e dell'acqua (RAEWW).
Il Gruppo Italgas è attivo inoltre:
• nella gestione in concessione del servizio idrico di 5 comuni campani attraverso Nepta S.p.A. e di 38 Comuni nell’ATO 4 - Lazio Meridionale attraverso Acqualatina S.p.A., nel servizio di captazione, accumulo, potabilizzazione e adduzione nella Regione Sicilia attraverso Siciliacque S.p.A., nell’attività di captazione, potabilizzazione, adduzione e trasporto di acqua potabile nella Regione Campania attraverso Acqua Campania S.p.A.;
• nel settore dei servizi di efficienza energetica attraverso Geoside S.p.A., la sua ESCo ( Energy Service Company ), specializzata nella consulenza energetica e nella fornitura di servizi energetici rivolti sia al settore privato, residenziale e industriale, sia al settore della pubblica amministrazione;
• nelle attività di Information Technology, attraverso Bludigit S.p.A., società in cui sono state concentrate tutte le attività IT del Gruppo Italgas; tale società offre soluzioni digitali proprietarie mettendo a disposizione anche di altri operatori sia del settore energia, sia di altri settori, le competenze e le soluzioni digitali sviluppate internamente e dalla sua controllata IG Rete Dati S.r.l..
1.2 Contesto esterno, mercati e titolo Italgas
Negli ultimi anni il dibattito energetico internazionale ha subito una profonda evoluzione, portando al centro dell’agenda temi interconnessi quali la decarbonizzazione, la sicurezza degli approvvigionamenti e la competitività dei sistemi economici. L’acuirsi delle tensioni geopolitiche e la crescente esposizione dei sistemi energetici agli effetti del cambiamento climatico hanno messo in evidenza la necessità di un percorso di transizione fondato su soluzioni affidabili e flessibili. In questo contesto, la variabilità intrinseca delle fonti rinnovabili non programmabili, come eolico e solare, richiede la disponibilità di asset in grado di garantire continuità e stabilità al sistema. Le molecole, come ad esempio il gas naturale, il biometano e l’idrogeno, svolgono un ruolo chiave per assicurare di bilanciamento in questa fase di transizione, contribuendo a ridurre le emissioni rispetto ad altre fonti fossili e assicurando al contempo flessibilità operativa e sicurezza energetica. Per questo motivo la valorizzazione e lo sviluppo tecnologico delle infrastrutture gas, anche in ottica di integrazione progressiva di gas rinnovabili, rappresentano un elemento essenziale per accompagnare il percorso verso la neutralità climatica senza compromettere la resilienza e la competitività del sistema energetico, seguendo un approccio pragmatico e technology-neutral.
La strategia di Italgas mira a sviluppare un’infrastruttura efficiente, flessibile e capace di accogliere gas diversi, inclusi quelli rinnovabili come biometano e idrogeno verde, garantendo al contempo continuità del servizio e
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sicurezza per tutti i clienti serviti grazie anche alla capacità di innovazione e al percorso di trasformazione digitale di processi, asset e persone avviato, con lungimiranza, già dal 2017.
Con una performance di Borsa di oltre il 300% dalla sua quotazione (in termini di total shareholder return), Italgas ha dimostrato di essere capace di proseguire il suo percorso di sviluppo e trasformazione, supportando il tessuto economico del Paese e contribuendo alla ripresa economica grazie a importanti investimenti tecnici e per acquisizioni pari a 14,3 miliardi di euro dal 2017 al 2025, svolgendo un ruolo di primo piano nel processo di transizione energetica. Il 2025 rappresenta un punto di svolta nella storia del Gruppo e del mercato della distribuzione gas in Italia, con la realizzazione della storica acquisizione trasformativa del secondo operatore nazionale, 2i Rete Gas, e la sua integrazione completata in tempi record, che ha portato alla creazione del campione europeo nella distribuzione gas.
Scenario macroeconomico e andamento dei mercati
Nei mercati finanziari, nel corso del 2025 si è assistito a un’evoluzione più matura delle dinamiche emerse negli anni precedenti. Il processo di riduzione dei tassi di inflazione rispetto ai picchi degli anni precedenti, pur con differenze tra aree geografiche, si è complessivamente consolidato, consentendo alle principali Banche Centrali di proseguire – seppur con cautela – un graduale percorso di normalizzazione delle politiche monetarie. Tale fase si è tuttavia sviluppata in un contesto ancora caratterizzato da elevata incertezza geopolitica, legata sia al protrarsi di conflitti regionali sia alle crescenti tensioni commerciali e tecnologiche a livello globale.
Sul fronte macroeconomico, la crescita mondiale ha mostrato una resilienza moderata ma disomogenea. Gli Stati Uniti hanno riportato una performance relativamente solida, sostenuta dai consumi e dagli investimenti legati all’innovazione e alle big tech, mentre le principali economie emergenti – in particolare India e Brasile – hanno mantenuto tassi di crescita superiori alla media globale. La Cina ha invece registrato un’espansione più contenuta, riflettendo le persistenti fragilità del settore immobiliare e un riequilibrio strutturale del proprio modello di crescita. In Europa, il 2025 è stato segnato da una crescita debole e inferiore alle attese, penalizzata dalla debolezza della domanda interna e da un quadro politico frammentato in diversi Paesi chiave.
La progressiva ma continua diminuzione del livello di inflazione ha spinto le principali banche centrali a proseguire la politica di allentamento delle misure monetarie restrittive applicate a partire dal 2022 per far fronte allo scenario inflattivo verificatosi a seguito della crisi da COVID-19. La Banca Centrale Europea (BCE) nella prima metà dell’anno ha ridotto ulteriormente i tassi di rifinanziamento e deposito portandoli al 2,0-2,15%, in calo di 100bps rispetto al riferimento di fine 2024, per poi sospendere i tagli dato il raggiungimento del livello target di inflazione del 2%. La Federal Reserve Bank (FED) ha seguito un approccio simile, seppur con una tempistica diversa, concentrando i tagli nella seconda parte del 2025, e privilegiando poi un approccio attendista derivante da una maggiore resilienza dei dati economici e accompagnati da parziale ripresa dell’inflazione nei mesi estivi. Il Fed Fund Rate (tasso interbancario) è stato ridotto dal 4,25-4,50% di fine 2024 al 3,5-3,75% (- 75bps) a fine 2025.
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Nel corso dell’anno lo spread BTP-Bund ha registrato un’ulteriore contrazione, grazie alla stabilità del quadro politico italiano e un approccio fiscale prudente, in contrapposizione alla crescente incertezza politica di alcune delle economie centrali dell’Eurozona (soprattutto Francia) e agli aumenti delle spese militari annunciati dalla Germania. Il rendimento dei Titoli di Stato italiani con scadenza decennale è rimasto pressoché stabile al 3,5% nel corso dell’anno, ai minimi dal 2022, mentre i titoli di stato tedeschi di durata equivalente sono passati dal 2,36% a 2,85%, comprimendo lo spread al di sotto dei 70bps, un livello vicino ai minimi storici degli ultimi 20 anni.
Dopo un 2024 caratterizzato da un significativo aumento dei prezzi del gas in Europa, dovuto sia al contesto geopolitico che alle condizioni climatiche sfavorevoli che durante l’inverno che avevano portato a una riduzione del livello degli stoccaggi regionali, nel 2025 la situazione è andata progressivamente normalizzandosi, beneficiando da un lato dell’aumento della capacità di importazione da fonti alternative alla Russia, soprattutto dal sud del mediterraneo e rigassificazione, e dall’altra del progressivo allentamento della tensione geopolitica sul fronte Russo-Ucraino con l’inizio dei negoziati di pace. A fine 2025 la quotazione del TTF (indice dei prezzi di mercato del gas naturale europeo) ha chiuso al di sotto dei €30/Mwh, in riduzione del 42,5% rispetto ai livelli di fine 2024 e vicina ai livelli pre-crisi.
Il petrolio ha seguito un andamento simile, con un calo di circa il 20% nel corso del 2025 chiudendo a $60 al barile e mostrando una tendenza di decrescita costante nel corso dell’anno, fatta salva una breve oscillazione al rialzo legata all’escalation geopolitica in Medio Oriente nel mese di giugno. Il progressivo rallentamento delle attese di crescita economica, soprattutto in Cina, unito alla decisione da parte dei membri OPEC+ di mantenere i livelli di produzione in essere, sono i principali fattori che hanno contribuito al deprezzamento del petrolio nel corso del 2025.
Sul fronte dell’inflazione, nel 2025 si è assistito in Europa alla prosecuzione della tendenza di riduzione del tasso di inflazione già presente da alcuni anni, con una stabilizzazione progressiva vicina al livello obiettivo dichiarato dalle principali istituzioni economiche, chiudendo a dicembre con un livello pari all’1,9% anno su anno, rispetto al 2,4% registrato a dicembre 2024. Negli Stati Uniti invece si è assistito a un andamento più altalenante, con una riduzione nei primi mesi dell’anno, dovuta al raffreddamento della crescita e alle incertezze collegate all’implementazione di politiche commerciali protezionistiche e dazi negli Stati Uniti, seguita da un rapido recupero nei mesi estivi spinto dai costi di alloggi e servizi più elevati, per poi ritracciare parzialmente nella parte finale dell’anno, chiudendo a dicembre 2025 a 2,7% rispetto a 2,9% dello stesso periodo del 2024.
L’evoluzione geopolitica unita alla parziale divergenza nelle politiche monetarie nel corso del 2025 ha contribuito al deprezzamento di oltre il 10%, del dollaro rispetto all’euro (EUR/USD passato da 1,035 a 1,17), invertendo la tendenza degli anni precedenti.
Trend 2025 e Titolo azionario Italgas
Nel corso del 2025, l’indice azionario Stoxx Europe 600 si è apprezzato del 20,7% mentre l’indice americano S&P 500 è cresciuto del +17,9% (per entrambi gli indici la performance è espressa in termini di total shareholders
22
return, ovvero aggiustata per lo stacco e reinvestimento dei dividendi 20 ). L’andamento dei mercati è stato caratterizzato da un’elevata volatilità nella prima parte dell’anno, generata dall’introduzione di politiche commerciali protezionistiche e dazi commerciali da parte degli Stati Uniti (parzialmente ridotti rispetto all’annuncio iniziale) mentre nella seconda parte dell’anno si è assistito a una tendenza rialzista, supportata in parte dal progressivo raffreddamento della tensione su alcuni dei principali fronti di guerra aperti, tra cui quello Russo-Ucraino e israelo-palestinese, unito a una generale resilienza del quadro macroeconomico e un allentamento delle politiche monetarie restrittive dalla FED negli Stati Uniti.
A livello di Paesi, con un rialzo di oltre il 38%, il FTSE MIB di Milano è risultato tra i migliori indici nazionali europei, grazie alla maggiore esposizione al comparto bancario, beneficiario della dinamica dei tassi di interesse, e della riduzione del rischio politico percepito dal mercato grazie alla stabilità dell’attuale governo e a una politica fiscale prudente. Tra i principali indici europei, il FTSE MIB è stato preceduto soltanto dall’indice IBEX 35 di Madrid (+55,3%), mentre ha sovraperformato tutti gli altri indici principali dell’eurozona, tra cui il DAX di Francoforte (+23,0%) e il CAC di Parigi (+14,3%), quest’ultimo impattato negativamente dal prolungarsi dell’incertezza politica e dall’incremento del rischio paese percepito a causa dell’eccessivo deficit di bilancio.
A livello settoriale, l’Euro Stoxx Utilities è avanzato di oltre il 40%, con le utilities che sono risultate il secondo miglior settore a livello europeo, subito dopo quello bancario. Tale performance positiva è dovuta principalmente all’evoluzione favorevole dei tassi di interesse, e a diversi driver settoriali come, ad esempio, la necessità di una forte accelerazione degli investimenti nel settore delle utilities regolate, resa ancor più evidente a seguito del black-out avvenuto in Spagna, e riflessa nei piani industriali di numerosi operatori del settore. Nella seconda metà dell’anno, gli operatori integrati hanno beneficiato del miglioramento delle attese di crescita della domanda elettrica di tipo baseload da parte degli sviluppatori di Datacenters, che stanno valutando potenziali opportunità di sviluppo anche in Europa. Viceversa, l’incertezza legata al mutato quadro geopolitico negli Stati Uniti, in particolare per alcuni settori come l’eolico offshore, ha impattato negativamente gli operatori maggiormente esposti a queste tecnologie nella regione. Per quanto concerne il settore gas, si è assistito durante il corso dell’anno al suo ritorno al centro del dibattito energetico, rendendo sempre più evidente la necessità di mantenere un’infrastruttura di trasporto e distribuzione di molecole di gas efficiente e sicura per garantire la stabilità dei sistemi energetici e, contemporaneamente, salvaguardare la competitività e l’affordability dell’energia per imprese e famiglie.
In riferimento agli altri settori dell’Eurozona, il settore bancario (+76,7%) è risultato ancora una volta in testa alla classifica dei best performers, beneficiando della resilienza dello scenario macroeconomico nonostante l’aumento delle tensioni geopolitiche, oltre alla favorevole evoluzione dei tassi di interesse nel corso dell’anno. Da notare anche la performance positiva del settore delle materie prime (+32,5%) trainato dalla dinamica di prezzo favorevole soprattutto di metalli a uso industriale e metalli preziosi, risultante dalla ripresa della domanda industriale e dalle crescenti tensioni geopolitiche. Tra i peggiori settori nel 2025, il settore dei media (-12,8%), impattato da pressioni strutturali di lungo periodo, la chimica (-4,29%), particolarmente esposta ai dazi
20 Come calcolato da Bloomberg.
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commerciali introdotti negli Stati Uniti, e il comparto auto (-0,4%), che in Europa continua a scontare l’incertezza del quadro regolatorio legato alla riduzione delle emissioni, unita alla concorrenza sempre più forte da parte dei produttori cinesi.
Il titolo Italgas ha chiuso il 2025 a 9,515 euro, con un rialzo che, rettificato per lo stacco del dividendo per azione di 0,406 euro nel mese di maggio, e per lo stacco dei diritti legati all’aumento di capitale eseguito nel mese di giugno, è risultato pari al 98,2%. Dal giorno della quotazione, nel novembre 2016, a fine 2025 il total shareholder return è del 302% 21 .
Nel corso dell’anno il volume medio di scambi giornalieri del titolo Italgas sul mercato telematico della Borsa Italiana è stato di oltre 3,1 milioni di azioni.
Confronto delle quotazioni Italgas, FTSE MIB ed EURO STOXX Utilities (1° gennaio 2025 – 31 dicembre 2025, dati rettificati per stacco dividendi)
1.3 Azionariato
Il capitale sociale della Società al 31 dicembre 2025 risulta costituito da n. 1.015.686.402 azioni, prive di indicazione del valore nominale, a fronte di un capitale sociale di 1.257.354.634,08 euro.
Al 31 dicembre 2025, sulla base delle risultanze del libro soci, delle informazioni disponibili e delle comunicazioni ricevute ai sensi dell'art. 120 del Testo Unico della Finanza, sono di seguito rappresentati i soggetti detentori di partecipazioni rilevanti.
21 Come calcolato da Bloomberg.
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IMPRESA CONSOLIDANTE | AZIONISTI | % DI POSSESSO
. Italgas S.p.A. | CDP Reti S.p.A (*) (**) | 25,9
Snam S.p.A. | 11,4
Lazard LLC | 9,2
Blackrock Inc.. | 3,3
Banca D’Italia | 1,3
Altri azionisti istituzionali | 39,6
Azionisti retail | 9,2

(*) In data 1° agosto 2019 il Consiglio di Amministrazione di CDP S.p.A., anche al fine di tenere conto degli orientamenti in materia di controllo contenuti nella Comunicazione Consob n. 0106341 del 13 settembre 2017, ha riqualificato il rapporto partecipativo in Italgas come controllo di fatto ai sensi dell’art. 2359, comma 1, n. 2), del Codice civile e dell’art. 93 del TUF, esercitando il controllo per il tramite di CDP Reti con una partecipazione allora pari a 26,05% e per il tramite di Snam con una partecipazione allora pari a 13,50%. CDP non esercita nei confronti di Italgas l’attività di direzione e coordinamento di cui agli artt. 2497 e seguenti del Codice civile.
(**) In data 20 ottobre 2016 è stato stipulato un patto parasociale tra Snam, CDP Reti e CDP Gas, con efficacia dalla data di scissione di Italgas S.p.A. avvenuta in data 7 novembre 2016. Con efficacia 1° maggio 2017, CDP Gas è stata fusa per incorporazione in CDP. Successivamente, in data 19 maggio 2017, CDP ha ceduto a CDP Reti, inter alia, la partecipazione detenuta in Italgas S.p.A., pari allo 0,969% del capitale sociale della medesima Italgas S.p.A. CDP Reti è partecipata al 59,1% da CDP, al 35% da State Grid Europe Limited – SGEL, società del gruppo State Grid Corporation of China, e al 5,9% da alcuni investitori istituzionali italiani. In data 1° agosto 2019 il patto parasociale è stato ulteriormente aggiornato per tener in conto la menzionata riqualificazione del rapporto partecipativo. Il patto parasociale ha durata triennale e si rinnova automaticamente per successivi periodi di tre anni, salvo recesso di una delle parti con preavviso di 12 mesi. In virtù di tale previsione, nei mesi di novembre 2019 e novembre 2022 si è verificato il rinnovo del patto parasociale. In data 21 marzo 2023, Snam e CDP Reti hanno sottoscritto un accordo modificativo del Patto Parasociale Italgas.
Azionariato Italgas per tipologia di investitore
Azionariato Italgas per area geografica
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1.4 Indici e rating SRI 22
L’integrazione tra il Piano Strategico e Piano di Creazione di Valore Sostenibile si riflette nell’impegno per il miglioramento di tutti gli aspetti di sostenibilità, dalla lotta al cambiamento climatico, alla generazione di valore condiviso per tutti gli stakeholder.
Le principali agenzie promotrici di rating di sostenibilità, anche nel 2025, hanno confermato il Gruppo ai vertici del proprio settore. Il titolo Italgas è stato incluso in numerosi indici SRI che valutano le società quotate di tutto il mondo che più si distinguono per il costante raggiungimento di elevate performance di sostenibilità.
Tra i risultati ottenuti, a dicembre, Italgas ha migliorato la valutazione nel questionario Corporate Sustainability Assessment (CSA) di S&P Global, portandola a 92 punti su 100 (score date 13 dicembre 2025) posizionandosi per il quarto anno consecutivo al primo posto nel Settore Gas Utilities. A febbraio 2025 e a febbraio 2026 Italgas è stata riconfermata nel Sustainability Yearbook, nella categoria “Top 1% S&P Global ESG Score”.
22 Socially Responsible Investing (SRI).
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CDP (in precedenza nota come Carbon Disclosure Project) riconosce Italgas tra le società che si distinguono a livello internazionale per le strategie e le azioni messe in atto per contrastare il cambiamento climatico. Nel 2025, il Gruppo è stato riconfermato nella “A-list”, tra i leader nella lotta al cambiamento climatico (risultato basato sui dati acquisiti attraverso il questionario “Climate Change 2025”); con riferimento alla sezione “Water security” del medesimo questionario, il Gruppo ha ottenuto il rating B.
Dal 2017 il titolo Italgas è inserito nella serie di indici FTSE4Good dove, nel 2025 ha ricevuto una valutazione della performance sostenibile di 4,4 punti (su un massimo di 5), in miglioramento rispetto al risultato precedente, confermando l’azienda al di sopra della media delle società italiane e al di sopra della media del proprio settore a livello internazionale.
In aprile 2025, l’agenzia MSCI ha confermato,il rating di sostenibilità “AA” per Italgas (MSCI ESG Rating), mentre l’agenzia ISS (Institutional Shareholder Services) ha assegnato, nel mese di maggio, un punteggio di B+ e lo status di rating Prime per Italgas nell’ambito dell’ISS ESG Corporate Rating Italgas resta per ISS la prima utility nel settore.
In agosto, Sustainalytics ha confermato il rating di basso rischio di Italgas assegnando un ESG Risk Rating di 15.0 (minore punteggio equivale a minore rischio), confermando la valutazione di “Basso rischio” di subire impatti finanziari materiali da fattori ESG.
Dall’ottobre 2021 il titolo Italgas è nell’indice MIB ESG, il primo indice blue-chip per l’Italia che include le società quotate sul mercato italiano che si distinguono come “best in class” in ambito Environmental, Social and Governance (ESG). Italgas è inoltre inclusa negli indici ESG di Euronext, MSCI, Bloomberg e Stoxx.
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2. Governance e rischi
2.1 Governance
Di seguito si evidenziano gli elementi alla base del sistema di governance di Italgas. Maggiori informazioni sono fornite nel successivo capitolo “CSRD” e sono pubblicate con periodicità annuale nella sezione Investitori relativa alla governance del sito internet di Italgas (https://www.italgas.it/governance/).
Italgas ha adottato il sistema di amministrazione e controllo c.d. tradizionale 23 , che prevede la presenza del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale, in carica per tre esercizi, oltre che dell’Assemblea dei Soci e della Società di Revisione. Il sistema di governo societario è definito dal Consiglio di Amministrazione nel rispetto delle disposizioni del Codice civile, della normativa a cui la Società è soggetta in quanto Emittente quotata, della normativa unbundling, nonché del Codice di Corporate Governance di Borsa Italiana S.p.A., avendo come riferimento le best practice nazionali e internazionali.
Il Codice di Corporate Governance pone una attenzione crescente ai temi di sostenibilità e richiede al Consiglio di guidare la società al perseguimento del “successo sostenibile”, creando valore a lungo termine a beneficio degli azionisti e tenendo in adeguata considerazione gli interessi degli stakeholder , diversi dagli azionisti, che abbiano un ruolo rilevante nel garantire nel lungo periodo la sostenibilità del settore di mercato in cui l’impresa opera.
Per informazioni di maggiore dettaglio si rinvia alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari di Italgas relativa all’esercizio 2025 (“Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari”) redatta ai sensi dell’articolo 123-bis del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 (“TUF”) e pubblicata sul sito internet della Società https://www.italgas.it .
Società di revisione
L’attività di revisione legale è affidata ai sensi di legge a una società di revisione legale iscritta ad apposito albo nominata dall’Assemblea su proposta motivata del Collegio Sindacale. L’incarico per il periodo 2020 – 2028, è stato conferito alla società di revisione Deloitte & Touche S.p.A. dall’ Assemblea degli Azionisti del 12 maggio 2020.
Deloitte & Touche S.p.A., in qualità di revisore legale, redige anche l’attestazione di conformità sulla rendicontazione di sostenibilità secondo quanto previsto dall’art. 11 comma del D.Lgs n. 39/2010.
Accordi tra gli Azionisti
23 Applicandosi il sistema di amministrazione e controllo c.d. tradizionale, non trova applicazione il sistema monistico (c.d. one-tier), né il sistema dualistico (c.d. two-tier).
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Per quanto riguarda gli accordi tra gli azionisti ai sensi dell’art. 122 del TUF di cui Italgas ha conoscenza, sono attualmente in vigore due patti parasociali, ovvero il Patto Parasociale Italgas, sottoscritto in data 20 ottobre 2016 da parte di Snam S.p.A., CDP Reti S.p.A. e CDP Gas S.p.A., e il Patto Parasociale CDP Reti, stipulato da CDP S.p.A., State Grid Europe Limited e State Grid International Development Limited in data 27 novembre 2014. Per informazioni di maggior dettaglio sui patti parasociali si veda la Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari, nonché la relativa sezione del sito internet del Gruppo:
http://www.italgas.it/investitori/azionariato/patti-parasociali/
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2.2 Gestione dei rischi
Italgas si è dotata di un Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi integrato nell’assetto organizzativo, amministrativo e contabile e, più in generale, di governo societario, che assicura il rispetto delle leggi e delle procedure aziendali, la tutela dei beni aziendali e che contribuisce alla gestione delle attività dando solidità ai dati contabili e finanziari elaborati.
La Funzione Enterprise Risk Management (ERM) ha il compito di presidiare il processo di gestione integrata dei rischi aziendali del Gruppo. L’attività di Enterprise Risk Management è incentrata sulla definizione di un modello omogeneo e trasversale di valutazione dei rischi, sull’identificazione dei rischi prioritari, sulla garanzia del consolidamento delle azioni di mitigazione ed elaborazione di un sistema di reporting.
La metodologia ERM adottata dal Gruppo Italgas è in linea con i modelli di riferimento e con le best practice internazionali esistenti (in particolare, il COSO framework del 2017 relativo all’Enterprise Risk Management¸ emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission , e ISO 31000:2018). Il processo di individuazione, valutazione, misurazione e gestione dei rischi è effettuato periodicamente, con frequenza almeno annuale, in base alla rilevanza del rischio e agli eventuali cambiamenti di contesto.
Con riferimento ai rischi strategici, la Funzione ERM, in coordinamento con tutte le funzioni competenti, effettua un approfondimento specifico sui rischi e le opportunità e incertezze connesse al Piano Strategico. L’analisi consente la stima della volatilità complessiva dei target economico-finanziari definiti e la valutazione del livello di resilienza del Piano Strategico. L’output di tale analisi viene recepito nel documento “Piano Strategico” e portato in approvazione al Consiglio di Amministrazione di Italgas S.p.A.
La funzione Enterprise Risk Management elabora specifici report di sintesi relativi all’identificazione, valutazione e gestione dei rischi e li condivide con i diversi livelli aziendali. I rischi vengono aggiornati con cadenza trimestrale, semestrale o annuale a seconda della loro rilevanza. I risultati emersi in relazione ai principali rischi e ai relativi piani di gestione sono presentati al Comitato Controllo e Rischi e Operazioni con Parti Correlate ad ogni aggiornamento. Inoltre, la mappatura dei rischi e le relative strategie di gestione sono presentate periodicamente al Collegio Sindacale e all’Organismo di Vigilanza di Italgas e ai Collegi Sindacali e agli Organismi di Vigilanza delle Controllate.
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Il Dirigente Preposto e la funzione Internal Audit ricevono periodicamente i risultati delle valutazioni dei rischi effettuati dalla funzione ERM.
Si riporta di seguito la tabella di raccordo tra i principali rischi mappati nel processo ERM oggetto di monitoraggio, nonché le principali modalità di gestione.

Categoria | Rischio | Descrizione | Principali modalità di gestione
Strategico/di business | Evoluzione della regolazione e della legislazione | Rischio di evoluzione del contesto regolatorio e istituzionale in ambito europeo o nazionale. Rischio di aggiornamento penalizzante del tasso di remunerazione del capitale investito netto riconosciuto dal Regolatore. | - Partecipazione attiva alle consultazioni indette dal Regolatore - Partecipazione attiva a consultazioni indette dal Governo o da enti della comunità europea su temi di rilevanza - Orientamento nella definizione delle posizioni associative di settore
Strategico/di business | Cambiamento Climatico | Rischio Fisico: incremento della frequenza di eventi naturali di estrema intensità. Rischio emergente 24 : Rischio Fisico: aumento delle temperature medie. Rischio emergente: Rischio di Transizione: mutamento del contesto normativo e regolatorio in materia di gas serra. Rischio emergente: Rischio di Transizione: evoluzione tecnologica che può comportare un impatto negativo sul numero di punti di riconsegna attivi serviti. | - Contromisure del rischio “Continuità del servizio: malfunzionamenti, eventi accidentali o straordinari” - Obiettivi di riduzione delle emissioni nette di gas a effetto serra (al 2050 Net Carbon Zero) e dei consumi energetici netti- Utilizzo della tecnologia Picarro Surveyor - Processo di trasformazione della rete in infrastrutture digitali per abilitare la distribuzione di gas diversi dal metano, quali l’idrogeno, il biometano e e-gas - Adesione al Global Compact delle Nazioni Unite e all’OGMP 2.0 dell’UNEP - Esecuzione di progetti di efficienza energetica e investimenti nei settori idrico e di efficientamento energetico - Azioni finalizzate a favorire lo sviluppo e la diffusione del biometano e della tecnologia power-to-gas
Strategico/di business | Rischi connessi allo sviluppo e aggiudicazione delle gare d’ambito per il servizio di distribuzione del gas | Rischio di mancata aggiudicazione delle concess ioni negli ambiti pianificati o aggiudicazione di concessioni a condizioni meno favorevoli. Rischio di co ntenziosi giudiziali e/o arbitrali derivanti dalla complessità della normativa che disciplina la scadenza delle concessioni di cui Italgas è titolare. Rischio che il valore di rimborso delle concessioni per le quali, all’esito del processo di assegnazione, risulti assegnatario un soggetto terzo, sia inferiore al valore della RAB. | - La normativa in essere prevede che nel caso di mancata ag giudicazione di concessioni precedentemente gestite, per le reti di proprietà il gestore uscente, abbia diritto al riconoscimento del valore di rimborso - Monitoraggio dell’evoluzione normativa e valutazione dei potenziali impatti sul processo di gara - Pianificazione del calendario Gare e della strategia di offerta integrati nel Piano Strategico del Gruppo - Attività di analisi critica della qualità dell’offerta di gara e implementazione di interventi di miglioramento, anche avvalendosi di esperti esterni, enti e università

24 Rischio i cui potenziali effetti per l'azienda e/o per il settore sono riferiti a un orizzonte temporale di medio-lungo termine.
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Categoria | Rischio | Descrizione | Principali modalità di gestione
Strategico/di business | Inasprimento del contesto geopolitico | Rischio di evoluzione negativa del contesto geopolitico e/o di accadimento di eventi atipici con potenziali tensioni sui mercati finanziari, impatti sulla continuità operativa e/o sulla salute e sicurezza del personale e/o sulla catena di fornitura. | - Group Security Operation Center (G-SOC) e piattaforma centrale di correlazione delle informazioni provenienti dai sistemi di sicurezza - Piattaforma di travel security e intelligence operativa - Integrated Security Cloud Command Center e Physical Security Information Management - Con riferimento ai conflitti Russo-Ucraino, Israelo-Palestinese e alle tensioni geopolitiche e militari nel golfo Persico si conferma l’assenza di attività produttive, di personale e di fornitori di primo o secondo livello nelle zone interessate, e che non si rilevano aspetti critici rilevanti in considerazione del mancato rinnovo da parte dell'Ucraina dell'accordo di transito del gas russo
Finanziario | Rischio Credito | Rischio di potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti o da un ritardato pagamento di queste dei corrispettivi dovuti. | - Regole per l’accesso degli utenti al servizio di distribuzione del gas stabilite dal Regolatore e previste nei Codici di Rete - Primaria affidabilità dei clienti della distribuzione gas al 31 dicembre 2025: in Italia mediamente il 98,0% dei crediti commerciali vengono liquidati alla scadenza e oltre il 99,7% entro i successivi 4 giorni; in Grecia mediamente il 96,9% dei crediti commerciali vengono liquidati alla scadenza e circa la totalità entro i successivi 4 giorni.
Finanziario | Variazione dei tassi di interesse, inflazione e deflatore | Rischio di oscillazioni dei tassi di interesse. Rischio che un’inflazione lungamente inferiore alle previsioni del Gruppo possa avere effetti negativi sul valore della RAB e sui ricavi regolati attesi. Rischio di incremento inatteso del tasso di inflazione. | - Elevata incidenza dei debiti finanziari e obbligazionari a tasso fisso (al 31 dicembre 2025 l’indebitamento finanziario lordo risulta a tasso fisso per il 79,8% e a tasso variabile per il 20,2%) - Mix differenziato di risorse finanziarie esterne - Monitoraggio dei principali indicatori economico – finanziari
Finanziario | Rischio Liquidità | Rischio che, a causa dell’incapacità di reperire nuovi fondi ( funding liquidity risk ) o di liquidare attività sul mercato ( asset liquidity risk ), l’impresa non riesca a far fronte ai propri impegni di pagamento. | - Contromisure così come descritte nel rischio “Variazione dei tassi di interesse, inflazione e deflatore” - Adeguato livello di disponibilità liquide depositate su conti correnti e depositi a tempo presso primari Istituti bancari - Programma EMTN, in aggiunta e ad integrazione del ricorso al sistema bancario, che attualmente consent l’emissione di residui 5,0 miliardi di euro nominali da collocare presso investitori istituzionali
Finanziario | Rischio Credit Rating | Rischio di downgrade del credit rating di Italgas per peggioramento dei parametri economico-finanziari o dovuto a un downgrade del rating della Repubblica Italiana. | - Contromisure così come descritte nel rischio “Variazione dei tassi di interesse, inflazione e deflatore” - Dialogo costante con le Agenzie di Rating
Finanziario | Rischio Default e covenant sul debito | Rischio di mancato rispetto di covenant finanziari per i finanziamenti in essere (in alcuni casi solo in caso di mancato rimedio nei tempi previsti), che potrebbero determinare ipotesi di inadempimento in capo ad Italgas e, eventualmente, potrebbero causare l’esigibilità immediata del relativo prestito. | - Assenza di covenant finanziari e/o garanzie reali nei contratti di finanziamento (al 31 dicembre 2025 non sono presenti finanziamenti con tali caratteristiche, ad eccezione del prestito BEI sottoscritto da Toscana Energia per un valore nominale residuo totale di 45 milioni di euro eche prevedono il rispetto di determinati covenant finanziari) - Monitoraggio del rispetto delle clausole contrattuali (impegni di negative pledge, clausole pari passu e change of control, limitazioni ad alcune operazioni straordinarie che la Società e le sue controllate possono effettuare) (al 31 dicembre 2025 tali impegni risultano rispettati)

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Categoria | Rischio | Descrizione | Principali modalità di gestione
Operativo | Anomalie di performance degli Smart Meter | Rischio di incremento dei livelli di malfunzionamento dei misuratori teleletti con perdita/mancata lettura dei consumi e/o con necessità di sostituzione o rigenerazione. | - Adozione di Nimbus, lo smart meter di nuova generazione - Mantenimento di un adeguato fondo a copertura dei malfunzionamenti - Rilascio di adeguate garanzie da parte dei fornitori - Determina ARERA/DINE 01/2023 che prevede, per misuratori smart G4/G6 prodotti entro il 2016 ed installati entro il 2018, il riconoscimento del valore residuo tariffario - Audit sui fornitori e collaudi delle forniture
Operativo | Continuità del servizio: malfunzionamenti, eventi accidentali o straordinari | Rischi di malfunzionamento e/o di imprevista interruzione del servizio di distribuzione determinati da eventi accidentali tra cui incidenti, guasti o malfunzionamenti di apparecchiature o sistemi di controllo, minor resa di impianti ed eventi straordinari quali esplosioni, incendi, terremoti, frane o altri eventi simili che sfuggono al controllo di Italgas. | - C operture assicurative Responsabilità Civile verso Terzi e Protezione Patrimonio Asset - Campagne di comunicazione, formazione e incontri di sensibilizzazione - Centro di Comando e Controllo di Impianti e Reti (CIR) - DANA (Digital Advanced Network Automation), sistema di comando e controllo della rete - Smart Maintenance: modello GIS per la manutenzione intelligente delle reti Italgas - Ricerca programmata delle dispersioni
Operativo | Cyberattack | Rischi di attacchi informatici ai settori IT (Information Technology), OT (Operational Technology) e IoT (Internet of Things). | - Copertura assicurativa cybersecurity - Certificazione ISO 27001 Bludigit - Misure di sicurezza a protezione degli endpoint, degli accessi, delle informazioni - Formazione specifica su rischi cyber - Simulazioni di phishing per i dipendenti del Gruppo - Processo Secure Product Development Lifecycle, vulnerability assessment e penetration test periodici IT e OT - Monitoraggio in real time dei sistemi IT e OT, mediante Security Information and Event Management (SIEM) - Fornitori leader di settore con massimi livelli di sicurezza definiti e monitorati - “ Cybersecurity Awareness per le terze parti” - Cyber Threat Intelligence
Operativo | Rischi connessi alla salute e sicurezza delle persone e alla tutela ambientale | Rischio di incidenti e/o infortuni al personale dipendente e delle imprese partner. Rischio che Italgas possa incorrere in costi o responsabilità anche di dimensioni rilevanti derivanti da eventuali danni ambientali. Rischi connessi alla diffusione di fenomeni pandemici o di nuove malattie. | - Po lizze assicurative del ramo “persona” - Sistema HSE certificato secondo norme internazionali - Monitoraggio delle normative HSE - Applicativi digitali per la segnalazione e registrazione dei “near miss” e per la gestione dei rifiuti - Campagne di comunicazione, incontri di sensibilizzazione e momenti formativi HSE, anche con fornitori/appaltatori su temi HSE e per la standardizzazione delle prassi operative - Procedure interne che prevedono misure specifiche nei confronti di fornitori/appaltatori in caso di mancato adempimento in ambito HSE - Verifiche appaltatori in fase di qualifica e durante le attività - Attività di promozione di salute e well-being - Azioni specifiche per le attività di bonifica, quali fondo rischi e verifiche sui siti oggetto di bonifica sia interne ch e da terzi

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Categoria | Rischio | Descrizione | Principali modalità di gestione
Operativo | Rischi connessi alle Risorse Umane | Rischi connessi alla valorizzazione delle risorse umane, inclusi uscita di risorse in ruoli chiave, carenza di know-how tecnico e specialistico, incremento dell’età anagrafica della popolazione aziendale, calo del livello di soddisfazione e/o aumento di contenziosi del lavoro. | - Certificazione Top Employers - Italgas Academy, Percorsi formativi in partnership con le Università, Piattaforma multimediale con iniziative formative - Sistema di knowledge transfer - Programma I-Grow e Sistema di Smart Rotation - Succession plan per ruoli apicali - Certificazione per la parità di genere UNI/PdR 125:2022 - Survey Indagine di Clima per tutti i dipendenti del Gruppo - Sistema di welfare
Operativo | Rischi connessi alla qualità e al livello di servizio | Rischio di mancato rispetto dei livelli di servizio commerciali per prestazioni a società di vendita e/o rischio di ritardato o parziale rispetto degli impegni assunti. | - Monitoraggio continuo di Key Performance Indicators - Applicativo per il presidio digitalizzato del processo investimenti - Survey a società di vendita - Mappatura degli impegni di concessioni in essere, monitoraggio e attivazione per interventi tempestivi - Dialogo costante con enti concedenti
Operativo | Rischi della catena di fornitura | Rischi connessi alla disponibilità e costo di materiali, servizi e forniture, alla capacità e scalabilità operativa e all’affidabilità reputazionale e di compliance (incluso rispetto dei diritti umani) dei fornitori e appaltatori del Gruppo. | - Pianificazione degli approvvigionamenti, analisi e monitoraggio KPI di funzione -Verifiche economico-finanziarie, reputazionali, ESG ai fini della qualifica e “ on-site ” tecniche e ESG per fornitori Critici/Strategici - “Codice etico dei fornitori” - Processi e disciplinari di gara standardizzati - Criteri premianti ESG in fase di gara, audit ESG e implementazione Action Plan - Verifiche antimafia nelle procedure di gara dei settori speciali - Valutazione delle performance fornitori, anche di sostenibilità - Diversificazione approvvigionamenti e scouting di beni innovativi, prodotti con materiali alternativi
Operativo | Sviluppi non prevedibili delle soluzioni di intelligenza artificiale disponibili in commercio | Rischio emergente i cui effetti potenziali per l’azienda e/o il settore si riferiscono a un orizzonte temporale di medio-lungo termine, legato all’evoluzione dei modelli di AI (Machine Learning e Intelligenza Artificiale Generativa) disponibili in commercio, i cui tempi di commercializzazione e funzionalità potrebbero essere imprevedibili, e alla loro adozione e utilizzo da parte del Gruppo. | - Presenza di una funzione dedicata (Group Artificial Intelligence Office), con l’obiettivo di guidare la trasformazione, coordinare i vari attori coinvolti nel deployment, presidiare l’implementazione e coordinare la trasformazione digitale delle attività del Gruppo- Formazione del modello effettuata in fase di sviluppo e periodicamente aggiornata - Test in fase di sviluppo- Monitoraggio del livello di performance del modello in termini di accuratezza e affidabilità
Legale e di non conformità | Rischio di non conformità ed evoluzione normativa | Rischio di mancato rispetto delle norme a livello europeo, nazionale, regionale e locale cui Italgas deve attenersi in relazione alle attività che svolge e/o rischio di mancata intercettazione e recepimento di nuove norme che rientrano nel perimetro di applicabilità. | - Sistema di controllo interno e gestione dei rischi e aree di responsabilità definite in materia di Compliance - Codice Etico, Modello 231, Politica per prevenzione e contrasto della corruzione, Certificazione anticorruzione ISO 37001 - Certificazione del sistema di compliance ISO 37301 - Formazione al personale su temi di compliance - Analisi e monitoraggio dei requisiti reputazionali delle controparti del Gruppo - “Codice etico dei fornitori”

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Categoria | Rischio | Descrizione | Principali modalità di gestione
Legale e di non conformità | Difficoltà della catena di fornitura di rispettare i futuri standard normativi ESG | Rischio emergente i cui potenziali effetti per l’azienda e/o il settore sono riferiti a un orizzonte temporale di medio termine, associato al peggioramento delle performance ESG nella catena di fornitura, a causa della potenziale difficoltà dei fornitori del Gruppo di adattarsi e conformarsi ai futuri requisiti normativi ESG. Data la rilevanza delle Piccole-Medie Imprese nella nostra catena di fornitura, l’impatto del rischio è da intendersi come la possibile difficoltà di trovare fornitori con standard ESG adeguati alle future evoluzioni normative (ad esempio CS3D, CBAM, nonché alle evoluzioni oggi sconosciute). | - La rendicontazione ESG è un requisito obbligatorio nel processo di qualificazione dei fornitori del Gruppo - Piani di valutazione e sviluppo per i fornitori strategici - Monitoraggio periodico dei fornitori con focus ESG- Corsi di formazione e sensibilizzazione rivolti ai fornitori su temi ESG

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2.3 Il sistema di controllo interno
Al fine di assicurare l’attendibilità 25 , l’accuratezza 26 , l’affidabilità 27 e la tempestività delle informazioni comunicate agli azionisti e al mercato, Italgas è impegnata a promuovere e mantenere un adeguato Sistema di Controllo sull’Informativa Societaria (di seguito anche “SCIS”). Lo SCIS rappresenta l’insieme di tutti gli strumenti necessari o utili ad indirizzare, gestire e verificare le attività di impresa.
Il Sistema di Controllo sull’Informativa Societaria adottato da Italgas e dalle Società controllate, è stato definito coerentemente con le previsioni dell’articolo 154-bis del T.U.F. a cui Italgas è tenuta a garantire l’osservanza ed è basato, sotto il profilo metodologico, sul “COSO Framework” (“Internal Control – Integrated Framework”, emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission), modello di riferimento a livello internazionale per l’istituzione, l’aggiornamento, l’analisi e la valutazione del sistema di controllo per quanto riguarda sia l’informativa finanziaria sia l’informativa di sostenibilità.
La progettazione, l’istituzione e il mantenimento del Sistema di Controllo sull’Informativa Societaria sono garantiti mediante le attività di scoping, l’individuazione e la valutazione dei rischi e dei controlli (a livello aziendale e di processo, attraverso le attività di risk assessment e di monitoraggio) e i relativi flussi informativi (reporting).
La struttura del sistema di controllo prevede controlli a livello di entità (CELC – Company Entity Level Controls) che operano in maniera trasversale rispetto all’entità di riferimento (Gruppo/singola società) e controlli a livello di processo (PLC – Process Level Controls). Include, altresì, controlli pervasivi effettuati sulle attività di gestione dei sistemi informatici aziendali (ITGC – Information Technology General Controls) e controlli che regolano i criteri di segregazione dei compiti e delle responsabilità dei dipendenti (SOD – Segregation of Duties).
I controlli, sia a livello di entità, che di processo, sono oggetto di regolare valutazione (monitoraggio), per verificarne nel tempo l’adeguatezza del disegno e l’effettiva operatività. A tal fine, sono previste attività di monitoraggio di linea, affidate al management responsabile dei processi/attività rilevanti, e attività di monitoraggio indipendente, affidate all’Internal Audit, che opera secondo un piano annuale concordato con il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari (DP), volto a definire l’ambito e gli obiettivi del proprio intervento attraverso procedure di audit concordate.
Sistema normativo Italgas
Il Sistema Normativo è caratterizzato da una struttura per livelli, a cui corrispondono differenti tipologie di strumenti normativi. Ciascuno strumento normativo trova applicazione con riferimento ai processi definiti nella Mappa dei Processi di Gruppo.
25 Attendibilità dell’informativa: informativa che ha le caratteristiche di correttezza e conformità ai principi contabili generalmente accettati e possiede i requisiti richiesti dalle leggi e dai regolamenti applicabili.
26 Accuratezza dell’informativa: informativa priva di errori.
27 Affidabilità dell’informativa: informativa che ha le caratteristiche di chiarezza e completezza tali da indurre decisioni di investimento consapevoli da parte degli investitori.
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Lo Statuto, il Codice Etico, il Modello 231, i Sistemi di Gestione Certificati e gli altri modelli di compliance costituiscono il quadro di riferimento generale del Sistema Normativo di Gruppo, in quanto i principi che li ispirano sono riconosciuti come principi fondanti dei comportamenti del Personale del Gruppo Italgas e, quindi, costituiscono parte del quadro di riferimento generale di tutto il Sistema Normativo. Tali strumenti normativi si inseriscono nell’ambito di una gestione efficiente dell’attività di Direzione e Coordinamento svolta da Italgas sulle Società Controllate e, nei casi previsti, sono oggetto di trasmissione periodica a, e/o di formale adozione da parte dei, Consigli di Amministrazione delle Società Controllate.
All’interno del sistema normativo sono inoltre ricompresi, quale parte integrante dello stesso, i documenti appartenenti ai sistemi di gestione certificati in materia di salute, sicurezza, ambiente, qualità, energia, anticorruzione e, infine, compliance integrata, in ottemperanza alla normativa internazionale ISO.
Gli elementi del Sistema Normativo del Gruppo sono i seguenti:
Italgas Enterprise System (IES) - costituisce la guida e il riferimento per l’organizzazione e il funzionamento del Gruppo;
Politiche - strumenti normativi elaborati per specifiche tematiche che recano dichiarazione di intenti, definiscono principi di riferimento e individuano comportamenti che ciascuna società del Gruppo adotta, condivide e promuove;
Manuali e Piani della qualità - strumenti normativi redatti, dove necessario, in conformità ai requisiti della specifica norma di riferimento e che descrivono i processi, le attività, la struttura di riferimento, le funzioni coinvolte e le relative responsabilità con cui i Sistemi di Gestione Certificati raggiungono il loro obiettivo ed orientano i processi di lavoro.
Normative – strumenti normativi che, in funzione della loro specificità possono:
• definire regole prescrittive trasversali a più processi aziendali in attuazione di disposizioni impartite ad esempio dal Legislatore, dalle autorità indipendenti o da Organismi di Certificazione o dalle best practice ;
• definire con un livello di dettaglio più o meno operativo, i ruoli, le responsabilità e le attività delle diverse funzioni coinvolte nei singoli processi aziendali;
Circolari normative - strumenti normativi che disciplinano o precisano specifiche tematiche, anche di valenza temporanea. Forniscono indicazioni, anche prescrittive, relativamente a:
• comportamenti da tenere nello svolgimento di specifiche attività tipicamente di competenza di una singola funzione o unità aziendale;
• disposizioni di carattere contingente/transitorio o comunque residuale non direttamente/immediatamente disciplinabili attraverso normative dedicate;
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L’implementazione quotidiana delle policy viene garantita attraverso le regole generali dettate dall’Italgas Enterprise System e da Strumenti organizzativi e normativi che dettagliano responsabilità e modalità operative a cui ogni owner di processo è tenuto ad attenersi. In particolare, la responsabilità dell’attuazione degli impegni viene declinata nelle Comunicazioni Organizzative all’interno delle mission delle singole strutture organizzative di ogni Società del Gruppo mentre, in base ad una articolata mappa dei processi del Gruppo, gli aspetti di processo sono recepiti all’interno delle singole procedure aziendali.
2.4 Etica e compliance
Il Gruppo Italgas opera sulla base di un Sistema di Gestione Aziendale, composto da un Sistema Organizzativo e un Sistema Normativo, che definisce ruoli, responsabilità, poteri e norme di comportamento da tenere nella conduzione delle attività aziendali. Il Sistema di Gestione Aziendale è aggiornato continuamente con l’obiettivo di garantire l’efficacia e l’efficienza dei processi, la salvaguardia del patrimonio aziendale e la conformità alle normative che consentono a Italgas di indirizzare anche la gestione e il coordinamento delle società controllate.
La correttezza e la trasparenza nella gestione del business sono finalizzate, oltre alla realizzazione di un corretto modello di gestione e dialogo con gli stakeholder, alla prevenzione degli illeciti.
Il Codice Etico
Il 14 dicembre 2023, il Consiglio d’Amministrazione di Italgas S.p.A. ha approvato l’aggiornamento del Codice Etico (principio generale non derogabile del Modello 231 adottato da Italgas e dalle società del Gruppo ai sensi del D.Lgs n. 231/2001), al fine di valorizzare l’impegno del Gruppo Italgas, nella tutela del patrimonio culturale e paesaggistico.
Il Codice Etico è consultabile sul sito internet della Società (https://www.italgas.it/investitori/governance/etica- di-impresa/codice-etico/) e raccoglie l’insieme dei valori che il Gruppo riconosce.
All’Organismo di Vigilanza di ciascuna società del Gruppo, che semestralmente relaziona al Comitato Controllo e Rischi e Operazioni con Parti Correlate e al Collegio Sindacale in merito all’attuazione e alla necessità di aggiornamento del Codice Etico, ha la le funzione di "Garante” del Codice Etico. Inoltre, il Codice Etico, è anche soggetto a periodiche verifiche esterne svolte da organismi indipendenti sull’implementazione dei sistemi di gestione interni della Società (ad esempio Sistema di Gestione per la prevenzione e il contrasto della corruzione, certificato ai sensi della norma UNI ISO 37001:2016).
Anche le società greche Enaon ed Enaon EDA, da marzo 2023 hanno adottato il Codice Etico di Italgas.
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Modello di organizzazione e gestione ai sensi del D.Lgs n. 231/2001
In coerenza con il D.Lgs n. 231/2001 Italgas si è dotata di un proprio Modello 231 volto a mitigare i rischi di commissione dei reati richiamati dallo stesso decreto. Il Modello 231, periodicamente aggiornato in funzione delle modifiche normative e/o organizzative, è destinato ai componenti degli organi sociali, al management e ai dipendenti di Italgas, nonché a tutti coloro che operano per il conseguimento degli obiettivi di Italgas.
La Parte Generale del Modello è stata da ultimo approvata dal Consiglio di Amministrazione in data 25 luglio 2023, mentre la Parte Speciale del Modello è stata da ultimo approvata dal Consiglio di Amministrazione in data 21 gennaio 2025 per riflettere l’attuale assetto organizzativo e il perimetro di attività della Società, anche a seguito delle recenti acquisizioni societarie, e le novità normative incidenti sul D.Lgs n. 231/2001 consultabile sul sito della Società (https://www.italgas.it/investitori/governance/modello-231/).
Italgas, in applicazione del proprio Modello 231, nomina l’Organismo di Vigilanza, composto da tre membri esterni, uno dei quali in qualità di Presidente, individuati tra accademici e professionisti di comprovata competenza ed esperienza nelle tematiche giuridiche, societarie, di economia e di organizzazione aziendale.
La durata in carica dei membri dell’Organismo di Vigilanza coincide con quella del Consiglio di Amministrazione che li ha nominati. I membri decadono alla data dell’Assemblea dei soci convocata per l’approvazione del bilancio relativo all’ultimo esercizio della loro carica, pur continuando a svolgere ad interim le proprie funzioni fino a nuova nomina dei componenti dell’Organismo di Vigilanza.
Ciascuna società controllata adotta e aggiorna il proprio Modello 231 (consultabile sul sito internet), tenendo conto delle indicazioni e modalità attuative definite da Italgas S.p.A.
Sistemi di gestione certificati e accreditamenti
Italgas promuove per le Società del Gruppo, l’adozione dei Sistemi di Gestione strutturati e implementati in conformità ai requisiti degli standard internazionali di riferimento.
I Sistemi di Gestione delle Società del Gruppo perseguono, nei seguenti principali ambiti, il miglioramento continuo:
• della capacità di fornire con regolarità prodotti e servizi che soddisfano i requisiti cogenti applicabili e i requisiti del cliente accrescendone la soddisfazione;
• delle proprie prestazioni ambientali al fine della salvaguardia dell’ambiente;
• della prevenzione degli infortuni e delle malattie correlate al lavoro, predisponendo luoghi di lavoro sicuri e salubri e garantendo la salute e la sicurezza delle persone (dipendenti, clienti finali, appaltatori, ecc.);
• delle proprie prestazioni energetiche promuovendo l’utilizzo efficiente dell’energia, riducendo i consumi e razionalizzandone l’uso finale;
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• delle attività e presidi per la prevenzione e il contrasto della corruzione, per la gestione della compliance integrata e del sistema di segnalazioni (whistleblowing);
• delle misure volte a garantire la parità di genere nel contesto lavorativo;
• delle misure e controlli volti a garantire la sicurezza delle informazioni.
Per verificare la conformità dei Sistemi di gestione ai requisiti degli standard , Italgas si avvale dell’Organismo di Certificazione DNV e Certiquality che, nel corso del 2025, hanno effettuato gli audit pertinenti e ha rilasciato le relative certificazioni, ovvero il relativo mantenimento. Gli accreditamenti delle Società, o di alcuni settori delle stesse, sono verificati e rilasciati da ACCREDIA (Ente unico di accreditamento).
Per la produzione dei contatori nel 2025 Italgas Reti ha ottenuto la certificazione MID modulo D, emessa dall’Ente Notificato Tifernogas che ne verificherà periodicamente il mantenimento della stessa.
Le Società del Gruppo Italgas, in funzione dello scopo sociale e delle proprie attività, al 2025 sono in possesso delle seguenti certificazioni, attestazioni e accreditamenti:

CERTIFICAZIONI, ACCREDITAMENTI E ATTESTAZIONI DI ITALGAS S.p.A.
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società/Gruppo | UNI ISO 37001 | 2018
Società/Gruppo | UNI ISO 37002 | 2024
Società | UNI ISO 37301 | 2024
Società | UNI PdR 125 | 2023
Società | UNI ISO 45001 | 2025
Società | UNI EN ISO 9001 | 2025

CERTIFICAZIONI E ACCREDITAMENTI DI ITALGAS RETI S.p.A.
Grado di copertura certificazione/accreditamento | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione/accreditamento
Società | UNI CEI EN ISO 50001 | 2012
UNI EN ISO 14001 | 2001
SOA | 2001
UNI ISO 45001 | 2019 1
UNI EN ISO 9001 | 1996
UNI ISO 37001 | 2018
UNI ISO 37002 | 2024
Laboratorio di taratura | UNI CEI EN ISO/IEC 17025 | 2009
Laboratorio di prova | UNI CEI EN ISO/IEC 17025 | 1994
Organismo di Ispezione di tipo C | UNI CEI EN ISO/IEC 17020 | 2014
Società | CERTIFICATO MID MODULO D | 2025

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CERTIFICAZIONI, ATTESTAZIONI E ACCREDITAMENTI DI TOSCANA ENERGIA S.p.A.
Grado di copertura certificazione/accreditamento | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione/accreditamento
Società | UNI CEI EN ISO 50001 | 2017
UNI EN ISO 14001 | 2003
UNI ISO 45001 | 2019 2
UNI EN ISO 9001 | 1998
UNI ISO 37001 | 2020
UNI ISO 37002 | 2024
SOA | 2001
Organismo di Ispezione di tipo C | UNI CEI EN ISO/IEC 17020 | 2016

CERTIFICAZIONI DI MEDEA S.p.A.
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società | UNI CEI EN ISO 50001 | 2021
UNI EN ISO 14001 | 2021
UNI ISO 45001 | 2021
UNI EN ISO 9001 | 2021 3
UNI ISO 37001 | 2020
UNI ISO 37002 | 2024

CERTIFICAZIONI DI NEPTA S.p.A.
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società | UNI CEI EN ISO 50001 | 2021
UNI EN ISO 14001 | 2021
UNI ISO 45001 | 2020
UNI EN ISO 9001 | 2020
UNI ISO 37001 | 2020
UNI ISO 37002 | 2024

CERTIFICAZIONI E ATTESTAZIONI DI GEOSIDE S.p.A.
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società | UNI CEI EN ISO 50001 | 2022
UNI EN ISO 14001 | 2021
UNI ISO 45001 | 2021
UNI EN ISO 9001 | 2021 4
UNI ISO 37001 | 2020
SOA | 2022
UNI ISO 37002 | 2024
UNI CEI 11352 | 2015
F-GAS (DPR 43/12) | 2013
UNI PdR 125 | 2024
SA8000 | 2007

CERTIFICAZIONI DI BLUDIGIT S.p.A.
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società | UNI ISO 45001 | 2022
UNI EN ISO 9001 | 2022
UNI CEI EN ISO IEC 27001 | 2023
UNI ISO 37001 | 2022
UNI ISO 37002 | 2024

CERTIFICAZIONI DI IG RETE DATI
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società | UNI ISO 45001 | 2023
UNI EN ISO 9001 | 2023
UNI EN ISO 14001 | 2023

ll Gruppo Enaon ha adattato il proprio Sistema di Gestione Integrato a seguito della fusione delle Società di Distribuzione, in conformità ai requisiti degli standard internazionali di riferimento e alle prescrizioni legali e regolatorie e tenendo conto delle proprie esigenze operative. Nella seguente tabella sono riportate le certificazioni di cui sono in possesso le società Enaon ed Enaon EDA:

CERTIFICAZIONI DI ENAON S.A.
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società | ELOT 5 ISO 37001 | 2024
ELOT ISO 37002 | 2025
ELOT ISO 37301 | 2025
EN ISO 9001 | 2025
EN ISO 14001 | 2025
EN ISO 45001 | 2025

4 Dall’anno 2014 per la sola sede di Bologna
5 Ente Ellenico di Normazione

CERTIFICAZIONI DI ENAON EDA S.A.
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società | EN ISO 9001 | 2023
ELOT EN ISO 14001 | 2023
ELOT ISO 45001 | 2023
ELOT EN ISO 50001 | 2023
ELOT ISO 37001 | 2023
ELOT EN ISO 37002 | 2025

Per le società collegate idriche si riportano le relative certificazioni possedute:

CERTIFICAZIONI DI ACQUA CAMPANIA S.p.A.
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società | UNI EN ISO 9001 | 2001
UNI EN ISO 14001 | 2024
UNI ISO 45001 | 2017
UNI CEI EN ISO 50001 | 2020

CERTIFICAZIONI DI ACQUALATINA S.p.A.
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società | UNI EN ISO 9001 | 2006
UNI EN ISO 9001 (avvocatura) | 2017
UNI EN ISO 14001 | 2010
UNI ISO 45001 | 2019
UNI CEI EN ISO 50001 | 2017
UNI ISO 37001 | 2019
UNI CEI EN ISO/IEC 17025 | 2018

CERTIFICAZIONI DI SICILIACQUE S.p.A.
Grado di copertura certificazione | Norma di riferimento | Anno di prima certificazione
Società | UNI EN ISO 9001 | 2007
UNI EN ISO 14001 | 2012
UNI ISO 45001 | 2009
UNI CEI EN ISO 50001 | 2011
UNI CEI EN ISO/IEC 17025 | 2019

Anticorruzione
Il Gruppo Italgas collabora attivamente nel prevenire e contrastare, senza alcuna eccezione, qualsiasi forma di corruzione, pubblica o privata, attiva o passiva, diretta o indiretta, sia in ambito nazionale sia internazionale.
In tale contesto, Italgas adotta ed implementa misure specifiche di prevenzione e contrasto dei rischi di corruzione potenzialmente connessi alle attività aziendali, tra cui:
• il Modello 231;
• il Sistema di gestione per la prevenzione e il contrasto della corruzione conforme alla norma UNI ISO 37001:2016 (“Sistema Anticorruzione”);
• la Politica di Corporate Compliance che definisce, tra gli altri, gli obiettivi e i principi del Sistema Anticorruzione;
• lo Standard di Compliance Anticorruzione che fornisce un quadro sistemico di riferimento degli strumenti normativi adottati da Italgas in materia di prevenzione e contrasto della corruzione;
• lo Standard di Compliance “ Segnalazioni ricevute da Italgas e dalle Società Controllate ” che disciplina il processo di gestione delle segnalazioni, anche anonime.
Il rispetto e l’osservanza delle misure anticorruzione adottate da Italgas è richiesta a tutti gli stakeholder con i quali il Gruppo intrattiene rapporti, tra cui dipendenti, fornitori, intermediari, business partner ecc.
Nel corso del 2025, non sono stati registrati episodi di corruzione.
Segnalazioni
Italgas S.p.A., le sue società controllate Italgas Reti, Toscana Energia, Medea, Geoside, Bludigit e Nepta e la società a controllo congiunto Metano Sant’Angelo Lodigiano, hanno conseguito l’attestazione di conformità del Sistema di Gestione delle Segnalazioni alla norma tecnica UNI ISO 37002:2021 in data 18 settembre 2024, da parte dell’organismo di certificazione DNV-GL Business Assurance Italia S.r.l.
Questo riconoscimento attesta la conformità alle normative e alle best practices e dimostra il continuo impegno del Gruppo verso una cultura aziendale basata su trasparenza, governance etica e prevenzione degli illeciti.
Compliance
Italgas S.p.A. ha conseguito la certificazione del Sistema di Gestione della Compliance ai sensi della norma tecnica UNI ISO 37301:2021 in data 17 dicembre 2024, da parte dell’organismo di certificazione DNV-GL Business Assurance Italia S.r.l..
Il Sistema di Gestione implementato permette a Italgas di adottare un approccio strutturato e integrato alla gestione dei rischi di non conformità e di non compliance, in relazione a tutti gli ambiti di compliance individuati, in modo tale che le attività aziendali possano svolgersi nel rispetto delle normative applicabili.
Conflitto di interessi
Il Consiglio di Amministrazione valuta periodicamente l’indipendenza e l’onorabilità degli amministratori e verifica l’insussistenza di cause di ineleggibilità e incompatibilità. Il Consiglio di Amministrazione di Italgas ha adottato una procedura che stabilisce i principi e le regole cui Italgas e le Controllate devono attenersi al fine di assicurare la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale delle operazioni realizzate dalle società del Gruppo Italgas con parti correlate o con “soggetti di interesse” (la “Procedura OPC Italgas”). Per maggiori dettagli al riguardo, si veda la Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari.
Antitrust
Nel 2016, il Gruppo Italgas si è dotato di strumenti volti a diffondere la cultura della compliance in materia antitrust e di tutela del consumatore, quali:
• il Codice di Condotta Antitrust;
• il Presidio Antitrust (presso la funzione legale).
In ragione dell’evoluzione del Gruppo Italgas, il Consiglio d’Amministrazione, in data 27 luglio 2020, ha approvato uno Standard di Compliance “Antitrust” che viene regolarmente aggiornato in linea con le evoluzioni normative/giurisprudenziali intervenute e con gli esiti del risk assessment condotto ( https://www.italgas.it/cosa- facciamo/gas/adempimenti-antitrust/ ).
A marzo del 2025 è stata erogata la formazione in materia di antitrust alle funzioni maggiormente esposte al rischio di commissione di illeciti antitrust.
Sicurezza Integrata
Il Gruppo dispone di un sistema di sicurezza caratterizzato da un approccio di protezione attiva, in grado di coinvolgere e correlare tutti gli eventi aziendali provenienti da differenti domini ed ambiti con l’obiettivo di prevenire, riconoscere e mitigare potenziali incidenti di sicurezza (anche cibernetica) partendo da semplici segnali ed evidenze.
Il Gruppo ha sviluppato un approccio che permette di gestire in maniera del tutto integrata differenti livelli di informazione, ed in particolare:
• Il livello dei dati digitali e delle infrastrutture informatiche (il cosiddetto Dominio logico);
• Il livello degli asset materiali e del personale (il cosiddetto Dominio fisico);
Il livello delle informazioni (il cosiddetto Dominio Informativo).
Nell’ambito del processo di miglioramento continuo, nel corso del 2025, il Gruppo Italgas ha introdotto nuove capacità per rafforzare le misure di sicurezza e verifica all’interno del framework di Third Party Risk Management; tra queste, è stata integrata l’analisi delle identità digitali, intesa come l’insieme delle informazioni pubblicamente disponibili per descrivere le relazioni di un target nell’ambiente digitale, verificarne la coerenza con dichiarazioni ufficiali e individuare ulteriori precursori di rischio reputazionale per l’intera catena di fornitura.
Digitalizzazione e innovazione
Bludigit la digital company del Gruppo, guida la trasformazione attraverso soluzioni all’avanguardia come Nimbus, smart meter sostenibile con oltre 20.000 prototipi già installati, e l’AI Academy, che sviluppa competenze consolidando l’intelligenza artificiale come motore strategico di crescita.
Sul fronte operativo, il sistema DANA (Digital Advanced Network Automation) si configura come punto di accesso privilegiato al mondo IoT per il monitoraggio delle reti. La piattaforma integra controllo remoto, AI per
la ricerca documentale e ottimizzazione delle pressioni, con nuove funzionalità in fase di sviluppo: fluidodinamica e gestione degli eventi di efficientamento energetico.
Per il settore idrico è stato avviato un piano di convergenza progressiva sulla piattaforma: ad oggi risultano già integrati 14 acquedotti su 15, inclusi i principali segnali di impianto. L’avanzamento raggiunto pone le basi per l’estensione progressiva della piattaforma alle ulteriori società idriche del Gruppo.
Infine, attraverso la Digital Factory, Italgas accelera la trasformazione digitale valorizzando le potenzialità dell’intelligenza artificiale, con particolare focus sulla Gen-AI. Il primo sistema multi-agent del Gruppo offre supporto autonomo ai colleghi nell’utilizzo dei servizi ICT, integrando AI tutor direttamente nelle applicazioni, agenti conversazionali e strumenti di indirizzamento delle richieste. A supporto di questo percorso, AI Gym, la community interna di formazione continua, accompagna questa evoluzione promuovendo la sinergia tra intelligenza umana e artificiale per l’ottimizzazione continua delle performance aziendali.
Cyber security
La Società si è dotata di procedure volte a garantire adeguati flussi informativi da parte del Chief Security Officer (CSO) al Consiglio di Amministrazione e agli Organi di Controllo, in merito al livello di conformità alle normative nazionali e internazionali sulla Cybersecurity e alle politiche aziendali in materia di misure tecnico- organizzative adeguate alla gestione dei rischi e alla prevenzione degli incidenti informatici.
Il Gruppo garantisce il monitoraggio h24 e la gestione degli eventi di sicurezza tramite un Security Operation Center di nuova generazione (Next Generation-SOC), che guida e supporta anche il processo di gestione degli incidenti secondo consolidate prassi di settore. Il SOC elabora informazioni provenienti dalle infrastrutture IT e OT, centralizzate sotto un’unica gestione.
In linea con le iniziative di trasformazione digitale e rispetto alla gestione delle informazioni e dei dati, il Gruppo svolge corsi di formazione e sessioni di awareness in merito ai rischi cyber a tutto il personale ed ai fornitori.
Nell’ultimo triennio (2023-2025) non sono stati registrati incidenti legati alla Cybersecurity che abbiano generato eventi di data breach o compromissione di sistemi aziendali.
Nel corso del 2025, il Gruppo Italgas ha assolto gli adempimenti previsti dalla Direttiva NIS 2 (Network & Information Security) attraverso il censimento e registrazione sul portale dell’Agenzia per la Cybersicurezza Nazionale dei vari soggetti essenziali ed importanti del Gruppo e definito una roadmap di azioni di adeguamento per rafforzare i presidi di sicurezza, garantire la continuità operativa dei servizi essenziali e rispettare gli obblighi che entreranno in vigore a partire da Gennaio 2026.
Il Gruppo svolge sistematicamente incontri con le Autorità Istituzionali e Governative per consolidare la propria rete di collaborazione pubblico-privato e nel 2025 ha sottoscritto un nuovo protocollo d’intesa con l’Arma dei Carabinieri finalizzato alla protezione delle infrastrutture critiche, la sicurezza aziendale, la prevenzione delle illegalità e nonché a promuovere la salvaguardia del territorio.
Sicurezza delle informazioni e dei dati personali
Sin dal 2018, Italgas ha formalizzato i ruoli e le responsabilità in materia di tutela dei dati personali trattati nell’ambito delle attività sociali attraverso l’adozione di uno specifico Modello Organizzativo e designato il Data Protection Officer. In una logica di accountability, Italgas ha definito la propria policy in materia di Data
Protection in uno standard di compliance ed ha regolato le principali attività inerenti alla Data Protection nel “Manuale Data Protection”; in una logica di miglioramento continuo, al fine di integrarvi ulteriori elementi di accountability e rafforzare i flussi informativi, nel 2025 il Modello Organizzativo e il Manuale Data Protection sono stati integrati e aggiornati. Uno specifico documento di processo è dedicato alla gestione dei data breach. Inoltre, con riferimento a quanto previsto dall’art. 28 del GDPR, tutti gli accordi contrattuali con fornitori che trattano dati personali per conto di Italgas, includono un apposito “Data Protection Agreement”.
Il Modello Organizzativo Data Protection è integrato nel Sistema di controllo interno e gestione dei rischi del Gruppo Italgas.
Le società controllate attuano un proprio Modello Data Protection, definito e approvato sulla base di quello di Italgas, declinato tenendo conto delle specificità di ciascuna società; nel 2025 hanno aggiornato il proprio Modello Organizzativo, in linea con quanto effettuato dalla Controllante.
Il sistema di gestione per la sicurezza delle informazioni di Bludigit è certificato ISO/IEC 27001:2022, ed è quindi conforme ai requisiti enunciati dal principale standard internazionale di riferimento in tema di sicurezza delle Informazioni.
Italgas effettua audit per verificare il grado di adeguatezza del proprio Modello Organizzativo Data Protection in termini di compliance alla normativa applicabile. Questa attività è svolta attraverso audit di terza parte, l’attività di Internal Audit ed altre attività di sorveglianza promosse direttamente dal DPO.
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3. Andamento operativo
3.1 Principali eventi
Operazioni straordinarie e gare d’ambito
• Il 1° aprile 2025 Italgas ha concluso l’acquisizione del 99,94% del capitale sociale di 2i Rete Gas S.p.A. dai venditori F2i SGR S.p.A. e Finavias S.à.r.l.. L’acquisizione, annunciata al mercato in data 5 ottobre 2024, è stata perfezionata a seguito dell’ottenimento delle autorizzazioni Golden Power, Foreign Subsidies Regulation e da parte dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato. Inoltre, in data 16 aprile 2025 è divenuto efficace il raggruppamento azionario di 2i Rete Gas, a seguito del quale Italgas è venuta a detenere il 100% del capitale sociale di 2i Rete Gas.
• Il 1° luglio 2025 è diventata efficace la fusione per incorporazione di 2i Rete Gas in Italgas Reti e la scissione parziale di Italgas Reti con assegnazione a favore di Bludigit del ramo IT comprensivo della partecipazione pari al 100% di IG Rete Dati.
• ll 22 settembre 2025 il Comune di Catanzaro, in qualità di stazione appaltante, e Italgas Reti hanno sottoscritto il contratto per la gestione del servizio di distribuzione del gas naturale nell'Ambito Territoriale Catanzaro-Crotone per un periodo di dodici anni (ai 109 comuni dell’ATEM e 110.000 clienti serviti).
• Il 13 ottobre 2025 il Comune di Ivrea, in qualità di Stazione appaltante, ha aggiudicato a Italgas Reti la gestione del servizio di distribuzione nell’Ambito territoriale “Torino 5”, che comprende 76 comuni del Canavese, di cui 64 già metanizzati, e circa 58 mila clienti serviti.
Adempimenti Antitrust
• L’11 marzo 2025 l’AGCM ha autorizzato l’operazione di concentrazione consistente nell’acquisizione del controllo esclusivo di 2i Rete Gas da parte di Italgas condizionandola a una serie di misure dismissive e comportamentali. Il 6 giugno 2025 Italgas ha pubblicato un avviso per la messa in vendita di circa 600 mila PdR, corrispondenti al il 20% dei PdR totali in 31 ATEM 28 , nonché un numero di PdR pari a quelli acquisiti da 2i Rete gas in ulteriori 4 29 ATEM. A seguito della ricezione delle offerte, l’Autorità ha completato la valutazione positiva dell’idoneità dei potenziali acquirenti: Ascopiave S.p.A., Erogasmet S.p.A., GP Infrastrutture S.r.l. e un’Associazione Temporanea di Imprese (ATI) composta da Plures (ex Alia Servizi Ambientali S.p.A.), Estra S.p.A. e Centria S.r.l.. Le attività cedute sono localizzate in dodici ATEM (Bari 2, Barletta-Andria-Trani, Brescia 5, Campobasso, Frosinone 2, Massa Carrara, Padova 2 e 3, Pisa, Roma 5, Teramo e Viterbo), per un totale di 247.000 punti di riconsegna, le reti e gli impianti a servizio, il relativo personale coinvolto e gli attivi necessari alla gestione del servizio, per un corrispettivo complessivo di 253,1 milioni di euro 30 . Il 1° marzo 2026 sono stati ceduti gli ATEM di Bari 2, Barletta-
28 Negli ATEM di Agrigento, Bari 2, Benevento, Brescia 5, Caltanissetta, Campobasso, Caserta 2, Catania 1, Frosinone 2, L’Aquila 2, Mantova 2, Massa Carrara, Matera, Messina 2, Napoli 2, Novara 2, Padova 2, Padova 3, Potenza 1, Potenza 2, Ragusa, Reggio di Calabria-Vibo Valentia, Roma 4, Roma 5, Salerno 1, Salerno 3, Teramo, Torino 6, Trapani, Varese 1, Viterbo.
29 Negli ATEM di Barletta-Andria-Trani, Caserta 1, Cosenza 2, Pisa.
30 Prezzo soggetto a eventuale aggiustamento post-closing (in rialzo ovvero in riduzione) in funzione di conguagli positivi o negativi.
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Andria-Trani, Pisa e Teramo all’ATI Plures, Estra e Centria, per circa 120.000 PdR attivi. Le restanti cessioni avverranno entro il secondo trimestre 2026.
Operazioni sul capitale
• Il 12 febbraio 2025, in esecuzione del Piano di Co-investimento 2021-2023 approvato dall’Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azionisti del 20 aprile 2021, il Consiglio di Amministrazione ha deliberato l’assegnazione gratuita di complessive 511.604 nuove azioni ordinarie della Società ai beneficiari del Piano stesso (c.d. secondo ciclo del Piano) e deliberato di eseguire la seconda tranche dell’aumento di capitale sociale approvato dalla predetta Assemblea, per un importo di nominali euro 634.388,96 prelevato da riserve da utili a nuovo.
• Il 10 aprile 2025, l’Assemblea degli Azionisti di Italgas, in sede straordinaria, ha approvato la proposta di aumento di capitale in opzione, a pagamento, per un importo complessivo massimo pari a 1,02 miliardi di euro. L’aumento di capitale si è concluso con l’emissione di 202.938.478 nuove azioni. Inoltre, in pari data, l’Assemblea, in sede straordinaria, ha approvato la proposta di aumentare gratuitamente il capitale sociale, in una o più tranche , per un importo di nominali massimi euro 558.000,00, mediante assegnazione ai sensi dell’art. 2349 del Codice civile di un corrispondente importo massimo di riserve da utili a nuovo, con emissione di non oltre n. 450.000 di azioni ordinarie da assegnare ai beneficiari del Piano Stock Grant approvato dall'Assemblea ordinaria del 10 aprile 2025. Inoltre, l’Assemblea degli Azionisti di Italgas S.p.A. nella seduta del 10 aprile 2025 ha approvato, in sede ordinaria, il piano di azionariato diffuso 2025-2027 denominato “Piano IGrant 2025-2027” che prevede l’assegnazione di azioni ordinarie ai dipendenti del Gruppo, utilizzando azioni derivanti da due relativi aumenti di capitale sociale ai sensi dell’art. 2349 c.c.. L’approvazione di tale piano ha con l’obiettivo di favorire il coinvolgimento diretto delle persone del Gruppo nella creazione di valore nel medio-lungo periodo. Tale iniziativa ha riscontrato un grande successo, registrando l’adesione di oltre il 60% dei dipendenti aventi diritto. A partire dal mese di settembre 2025 Italgas ha dato esecuzione alle operazioni previste comportando l’emissione di nuove azioni ordinarie nel mese di ottobre e dicembre mediante aumenti di capitale eseguiti in forma gratuita e a pagamento.
Operazioni di funding
• Nell’ambito del finanziamento dell’acquisizione di 2i Rete Gas Italgas ha:
o Collocato il 6 marzo scorso un’emissione obbligazionaria dual-tranches da nominali 500 milioni di euro, a 5 e 9 anni, con scadenza 6 marzo 2030 e 2034, entrambe a tasso fisso e con una cedola annuale pari rispettivamente a 2,875% e 3,500%.
o Utilizzato il bridge loan pari a 1.000 milioni di euro, concesso in forza del contratto di finanziamento sottoscritto in data 5 ottobre 2024 con J.P. Morgan Chase Bank, N.A. - Milan Branch, Banco BPM S.p.A., Bank of America Europe Designated Activity Company - Milan Branch, Citibank N.A. - Milan Branch, Morgan Stanley Bank AG e Société Générale - Milan
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Branch, in qualità di banche finanziatrici, per il pagamento di parte del corrispettivo dell’acquisizione 2i Rete Gas. Il 2 giugno 2025 scorso Italgas ha lanciato l’aumento di capitale con diritto di opzione da 1,02 miliardi di euro. Tale operazione si è completata in data 24 giugno 2025 con l’integrale sottoscrizione delle azioni offerte in opzione (più precisamente il 98,7% raccolto nel periodo di offerta in opzione e il residuo 1,3% nell’asta dei diritti inoptati) tramite l’emissione di 202.938.478 nuove azioni a un prezzo di sottoscrizione pari a 5,026 euro per azione. I fondi ottenuti dall’aumento di capitale hanno permesso di rimborsare integralmente il finanziamento Bridge.
• Nel corso dei mesi di maggio e giugno Italgas ha sottoscritto, con primari istituti di credito, tre finanziamenti bancari a tasso variabile di importo complessivo pari a 900 milioni e durata 3 anni, destinati al rimborso di un’emissione obbligazionaria giunta a scadenza il 24 giugno e al rifinanziamento a scadenza di un finanziamento bancario. Inoltre, nel mese di settembre Italgas ha ottenuto l’erogazione di due finanziamenti bancari a tasso variabile di importo complessivo 500 milioni e di durata 3 anni, utilizzati per il rimborso di un prestito obbligazionario in scadenza l’11 settembre.
• Il 10 luglio 2025 CONSOB ha approvato il nuovo Programma EMTN (Euro Medium Term Notes) dall’importo massimo nominale di 5 miliardi di euro che prevede l’emissione di uno o più prestiti obbligazionari non convertibili da eseguirsi entro il termine di un anno, da collocare esclusivamente presso investitori istituzionali. Il nuovo Programma EMTN Italgas prevede l’emissione dei titoli in forma dematerializzata, con quotazione presso il Mercato Telematico delle Obbligazioni (“MOT”), gestito da Borsa Italiana S.p.A.
Rating
• Il 1° luglio 2025 l'agenzia di rating S&P ha assegnato ad Italgas e ad Italgas Reti il merito di credito di lungo termine di 'BBB+', Outlook Stabile. L’assegnazione del rating “BBB+” segue il perfezionamento dell'acquisizione di 2i Rete Gas da parte di Italgas e la fusione tra la stessa ed Italgas Reti. Lo stesso rating viene assegnato anche alle obbligazioni emesse da Italgas e a quelle originariamente emesse da 2i Rete Gas, quest’ultime ora in capo a Italgas Reti.
• Il 4 luglio 2025 l'agenzia di rating Moody’s ha confermato il merito di credito di lungo termine di Italgas a 'Baa2', Outlook Stabile. Lo stesso rating viene confermato anche per le obbligazioni emesse da Italgas e per quelle originariamente emesse da 2i Rete Gas, quest’ultime ora in capo a Italgas Reti. Il 16 dicembre 2025 Fitch ha confermato il rating di lungo termine di Italgas a BBB+ con Outlook Stabile, riconoscendo la leadership europea nella distribuzione gas, l’efficienza operativa, la solidità finanziaria e la stabilità del quadro regolatorio, in seguito alla presentazione del Piano Strategico 2025-2031.
Altri eventi
• Il 26 marzo 2025 Italgas e GRDF (Gaz Réseau Distribution France), presso l’Ambasciata d’Italia in Francia, hanno rinnovato il Memorandum of Understanding (MoU) sottoscritto nel 2019 rafforzando la collaborazione strategica incentrata su innovazione, digitalizzazione e sostenibilità delle reti di distribuzione del gas.
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• Il 14 aprile 2025, Snam e CDP Reti hanno sottoscritto un accordo modificativo del Patto Parasociale avente ad oggetto le partecipazioni detenute in Italgas. L’estratto dell’accordo modificativo e le informazioni essenziali relative al Patto Parasociale sono consultabili sul sito Italgas alla sezione
“Patti
parasociali”
.
• Il 17 luglio 2025 Italgas e Cadent, operatore inglese che gestisce la più estesa rete di distribuzione del gas naturale del Regno Unito, hanno rinnovato il Memorandum of Understanding (MoU) sottoscritto nel 2023 rafforzando la collaborazione strategica incentrata su innovazione, digitalizzazione e sostenibilità delle reti di distribuzione del gas, con l’apertura del confronto anche ai temi della cybersecurity e dell’intelligenza artificiale.
• Il 24 settembre 2025, PARI. – associazione impegnata contro la violenza di genere nata grazie al contributo di soci fondatori come Italgas – è stata audita dalla Commissione parlamentare d’inchiesta sul femminicidio e sulla violenza di genere.
• Il 2 ottobre 2025 è stato inaugurato in Sardegna, Hyround, il primo impianto in Italia di produzione di idrogeno verde direttamente collegato con la rete di distribuzione di gas cittadina alimentato da un campo fotovoltaico da 1 MW. La produzione iniziale di 21 tonnellate annue è destinata a salire a 70 entro il 2028, con impieghi nel trasporto pubblico locale, nella rete domestica e commerciale di Sestu e in un’industria casearia, grazie a un investimento di circa 15 milioni di euro e un finanziamento Pnrr di 1,5 milioni di euro per la stazione di rifornimento a idrogeno.
• Il 22 ottobre 2025 Italgas ha consolidato la propria leadership internazionale nella misurazione e riduzione delle emissioni di metano conquistando, per il quinto anno consecutivo, lo status "Gold Standard" assegnato nell'ambito del rapporto An Eye on Methane 2025 dell'International Methane Emissions Observatory (IMEO).
• Il 18 dicembre 2025 Italgas ha ottenuto con esito positivo la prima certificazione ISO 9001 e ISO 45001 rilasciata dall’Ente DNV, a seguito dell’audit svolto tra ottobre e dicembre 2025. Il risultato conferma la solidità del sistema di gestione e l’impegno continuo nel miglioramento dei processi, nella qualità dei servizi e nella tutela di Salute e Sicurezza. Le certificazioni attestano un modello orientato al miglioramento continuo, alla prevenzione dei rischi e al benessere dei lavoratori.
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3.2 Principali dati
Al fine di consentire una migliore valutazione dell’andamento della gestione economico – finanziaria, nella Relazione sulla gestione, in aggiunta agli schemi e agli indicatori convenzionali previsti dagli IAS/IFRS, sono presentati gli schemi di bilancio riclassificati e alcuni indicatori alternativi di performance tra i quali, in particolare, l’EBITDA, l’EBIT e l’indebitamento finanziario netto. Le successive tabelle, le relative note esplicative e gli schemi di bilancio riclassificati, riportano la determinazione di tali grandezze. Per la definizione dei termini utilizzati, se non direttamente specificato, si fa rinvio al capitolo “I risultati economico – finanziari, Non – GAAP Measures”.
Principali dati azionari

|  | 31.12.2024 | 31.12.2025
Numero di azioni del capitale sociale |  | 811.242.309 | 1.015.686.402
Prezzo di chiusura a fine periodo | (€) | 5,410 | 9,515
Prezzo di chiusura medio nel periodo (a) | (€) | 5,2046 | 7,1858
Capitalizzazione di Borsa (b) | (milioni €) | 4.222 | 6.807
Capitalizzazione puntuale di Borsa (c) | (milioni €) | 4.389 | 9.664

(a) Non rettificato per i dividendi distribuiti. Rettificato per effetto dell’aumento di capitale con diritto di opzione.
(b) Media delle capitalizzazioni di mercato calcolate al prezzo di chiusura nel periodo.
(c) Prodotto del numero delle azioni in circolazione (numero puntuale) per il prezzo di chiusura al 31 dicembre di ogni anno.
Principali dati economici (*) e patrimoniali

(milioni di euro) | 2024 | 2025
Ricavi totali adjusted (*) | 1.778,8 | 2.484,2
EBITDA adjusted | 1.350,9 | 1.883,4
EBIT adjusted | 820,7 | 1.205,9
Utile prima delle imposte adjusted | 711,3 | 986,0
Utile netto adjusted | 535,2 | 706,3
Utile netto attribuibile al Gruppo adjusted | 506,6 | 674,5
Earning per share adjusted(**) | 0,624 | 0,664

(*) Il conto economico riclassificato, a differenza del prospetto legal, prevede l'esposizione dei Ricavi totali e dei Costi operativi al netto degli effetti IFRIC 12 "Accordi per servizi in concessione" (995,6 e 746,5 milioni di euro rispettivamente nell’esercizio 2025 e 2024), dei contributi di allacciamento (35,0 e 19,0 milioni di euro rispettivamente nell’esercizio 2025 e 2024), dei rimborsi da terzi e di altre componenti (23,1 e 33,8 milioni di euro rispettivamente nell’esercizio 2025 e 2024). Esclude, inoltre, gli special item (per maggiori informazioni si rinvia al successivo paragrafo “Special item”).
(**) L’indicatore è calcolato come il rapporto tra l’Utile netto attribuibile al Gruppo adjusted e il numero complessivo delle azioni pari a 811.242.309 al 31 dicembre 2024 e 1.015.686.402 al 31 dicembre 2025.

(milioni di euro) | 31.12.2024 | 31.12.2025
Capitale investito netto a fine periodo | 9.556,3 | 15.033,7
Patrimonio netto | 2.793,5 | 4.165,9

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Indebitamento finanziario netto | 6.762,8 | 10.867,8
Debiti finanziari per leasing ex IFRS 16 e per IFRIC 12 | 90,5 | 134,0
Indebitamento finanziario netto (esclusi effetti ex IFRS 16 e IFRIC 12) | 6.672,3 | 10.733,8

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3.3 Infrastrutture
Italgas è leader in Italia e in Grecia nel settore della distribuzione del gas naturale. Il servizio di distribuzione consiste nel trasporto del gas, attraverso reti di gasdotti locali, dai punti di consegna presso le cabine di riduzione e misura interconnesse con le reti di trasporto (“city-gates”) fino ai punti di riconsegna presso i clienti finali (famiglie, imprese, ecc.). Inoltre, Italgas svolge l’attività di misura, che consiste nella determinazione, rilevazione, messa a disposizione e archiviazione dei dati di misura del gas naturale prelevato sulle reti di distribuzione. Le cabine di prelievo sono gli impianti che connettono le reti di distribuzione locali alla rete nazionale dei metanodotti. Attualmente Italgas dispone di cabine di prelievo dotate di avanzati sistemi di telecontrollo e di telelettura. Il telecontrollo permette la massima tempestività di intervento in caso di anomalia; la telelettura consente la continua rilevazione di una serie di parametri relativi alla gestione dei flussi di gas nonché la rilevazione della misura del gas in ingresso nelle reti. Gli impianti di riduzione della pressione sono dispositivi posti lungo la rete di distribuzione e hanno lo scopo di portare la pressione del gas al corretto livello in relazione al tipo di utilizzo.
Investimenti
Nel 2025 sono stati effettuati investimenti tecnici per un ammontare pari a 1.203,6 milioni di euro (887,0 milioni di euro al 31 dicembre 2024) con un incremento del 35,7%.

(milioni di euro) | 2024 | 2025 | Var. Ass. | Var. %
Distribuzione gas | 538,7 | 730,9 | 192,2 | 35,7
Sviluppo e mantenimento Rete | 438,8 | 659,4 | 220,6 | 50,3
Nuove reti | 99,9 | 71,5 | (28,4) | (28,4)
Digitalizzazione gas | 243,3 | 288,8 | 45,5 | 18,7
Altri Asset | 103,5 | 124,6 | 21,1 | 20,4
- di cui effetto IFRS 16 | 3,4 | 10,7 | 7,3 | -
Misura | 115,9 | 138,4 | 22,5 | 19,4
Processi | 23,9 | 25,8 | 1,9 | 7,9
Altri investimenti | 105,0 | 183,9 | 78,9 | 75,1
- di cui Real Estate | 22,5 | 37,9 | 15,4 | 68,4
- di cui ICT | 22,9 | 39,7 | 16,8 | 73,4
- di cui diritti d'uso e concessioni | 46,6 | 82,8 | 36,2 | 77,7
| 887,0 | 1.203,6 | 316,6 | 35,7

Gli investimenti relativi alla distribuzione gas (730,9 milioni di euro) si incrementano del 35,7% rispetto al 2024 principalmente per effetto del nuovo perimetro derivante dall’acquisizione di 2i Rete Gas.
Gli investimenti in digitalizzazione (288,8 milioni di euro) aumentano del 18,7% rispetto al corrispondente periodo del 2024, nonostante la diminuzione per il graduale completamento del processo di digitalizzazione della rete in Italia, grazie all’avvio delle attività di upgrade sulla rete legacy 2i Rete Gas.
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La voce relativa agli altri investimenti (183,9 milioni di euro), aumenta di 78,9 milioni di euro e include i lavori di riqualificazione dell’area “Corso Regina Margherita” di Torino, gli sviluppi IT derivanti dall’integrazione di 2i Rete Gas e il parco automezzi.
Dati operativi
I principali dati operativi sono illustrati nel capitolo “Andamento della gestione nei settori di attività” della presente Relazione Annuale Integrata.
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4. Commento ai risultati e altre informazioni 31
4.1 Commento ai risultati economico - finanziari 32
Conto economico riclassificato (*)

(milioni di euro) | 2024 | 2025 | Var. ass. | Var.%
Ricavi regolati distribuzione gas | 1.583,1 | 2.329,8 | 746,7 | 47,2
Ricavi diversi | 157,2 | 205,6 | 48,4 | 30,8
Ricavi totali (*) | 1.740,3 | 2.535,4 | 795,1 | 45,7
Special item | 38,5 | (51,2) | (89,7) | -
Ricavi totali (*) adjusted | 1.778,8 | 2.484,2 | 705,4 | 39,7
Costi operativi (*) | (427,9) | (646,8) | (218,9) | 51,2
Special item | - | 46,0 | 46,0 | -
Costi operativi (*) adjusted | (427,9) | (600,8) | (172,9) | 40,4
EBITDA | 1.312,4 | 1.888,6 | 576,2 | 43,9
EBITDA adjusted | 1.350,9 | 1.883,4 | 532,5 | 39,4
Ammortamenti e svalutazioni | (530,2) | (677,5) | (147,3) | 27,8
EBIT | 782,2 | 1.211,1 | 428,9 | 54,8
EBIT adjusted | 820,7 | 1.205,9 | 385,2 | 46,9
Oneri finanziari netti | (120,6) | (236,4) | (115,8) | 96,0
Special item | - | 5,6 | 5,6 | -
Oneri finanziari netti adjusted | (120,6) | (230,8) | (110,2) | 91,4
Proventi netti su partecipazioni | 11,2 | 10,9 | (0,3) | (2,7)
di cui distribuzione gas | 1,7 | 5,3 | 3,6 | -
di cui servizio idrico | 9,5 | 5,6 | (3,9) | (41,1)
Utile prima delle imposte | 672,8 | 985,7 | 312,9 | 46,5
Utile prima delle imposte adjusted | 711,3 | 986,0 | 274,7 | 38,6
Imposte sul reddito | (165,3) | (279,9) | (114,6) | 69,3
Fiscalità correlata agli special item | (10,8) | 0,2 | 11,0 | -
Imposte sul reddito adjusted | (176,1) | (279,7) | (103,6) | 58,9
Utile netto | 507,5 | 705,8 | 198,3 | 39,1
Utile netto attribuibile al Gruppo | 478,9 | 672,2 | 193,3 | 40,4
Utile netto attribuibile alle minoranze | 28,6 | 33,5 | 4,9 | 17,1

31 Alla chiusura del presente documento, il processo di allocazione del prezzo di acquisto (Purchase Price Allocation – PPA) è stato completato. Tuttavia, il Gruppo si riserva di rilevare in via definitiva gli effetti della PPA entro i 12 mesi dalla data di acquisizione, ossia entro il 31 marzo 2026. In conformità al paragrafo 45 dell’IFRS 3, l’allocazione del corrispettivo delle attività nette acquisite è stata quindi effettuata su basi provvisorie con la rilevazione di un avviamento di 522,5 milioni di euro, successivamente ridotto di 21,9 milioni di euro per la riclassifica ad Attività Destinate alla Vendita degli assets che verranno ceduti a terzi in ottemperanza al provvedimento Antitrust a seguito dell’acquisizione di 2i Rete Gas.
32 Tale paragrafo è riferito al Gruppo Italgas che comprende: Italgas S.p.A., Italgas Reti S.p.A., Cilento Reti Gas S.r.l., Medea S.p.A., Nepta S.p.A., Idrosicilia S.p.A., Idrolatina S.r.l., Acqua Campania S.p.A., L.A.C. Laboratorio Acqua Campania S.r.l., Toscana Energia S.p.A., Geoside S.p.A., Bludigit S.p.A., IG Rete Dati S.p.A., Italgas Newco S.p.A. e il Gruppo Enaon.
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Utile netto adjusted | 535,2 | 706,3 | 171,1 | 32,0
Utile netto adjusted attribuibile al Gruppo | 506,6 | 674,5 | 167,9 | 33,1
Utile netto adjusted attribuibile alle terze parti | 28,6 | 31,8 | 3,2 | 11,2

(*) Il conto economico riclassificato, a differenza del prospetto legal, prevede l'esposizione dei Ricavi totali e dei Costi operativi al netto degli effetti IFRIC 12 "Accordi per servizi in concessione" (995,6 e 746,5 milioni di euro rispettivamente nell’esercizio 2025 e 2024), dei contributi di allacciamento (35,0 e 19,0 milioni di euro rispettivamente nell’esercizio 2025 e 2024), dei rimborsi da terzi e di altre componenti (23,1 e 33,8 milioni di euro rispettivamente nell’esercizio 2025 e 2024). Esclude, inoltre, gli special item (per maggiori informazioni si rinvia al successivo paragrafo “Special item”).
Per una più ampia rappresentazione dei settori si rinvia al capitolo “Andamento della gestione nei settori di attività”.
Special item
Il management di Italgas valuta la performance del Gruppo sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS (“Indicatori alternativi di performance” 33 ), ottenute escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto gli special item.
Le componenti reddituali sono classificate negli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento delle attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business; (iii) derivano da componenti economiche che non generano flussi di cassa, tipicamente di natura contabile (non cash movement). L’effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione. L’utile operativo e l’utile netto adjusted non sono previsti né dagli IFRS, né da altri standard setter. Tali misure di performance consentono l’analisi dell’andamento dei business , assicurando una migliore comparabilità dei risultati. L’informativa finanziaria NON – GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS.
Le componenti reddituali classificate negli special item dell’esercizio 2025, riguardano:
• la riduzione di 54,4 milioni di euro (con effetto fiscale pari a +15,3 milioni di euro) per il riconoscimento dei maggiori costi unitari ai fini tariffari relativi agli anni 2020-2024 (derivanti dal recepimento della Delibera n. 87/2025/R/gas);
• l’aumento di 3,2 milioni di euro (con effetto fiscale pari a -0,9 milioni di euro) per il mancato riconoscimento dei costi di capitale nelle località in avviamento a partire dall’esercizio 2020 e fino al 2024 in cui Italgas Reti non ha raggiunto il tetto (densità dei PdR per Km di rete), derivanti dalla Delibera n. 704/2016/R/Gas, integrata con la Delibera n. 525/2022/R/gas;
• l’aumento per i costi correlati alle penali per la differenza tra il gas immesso e gas prelevato ai city gate derivanti dalla delibera 386/2022/R/gas per gli anni 2020-2022, 2021-2023 e 2022-2024 pari a +8,4 milioni di euro (con effetto fiscale pari a -2,3 milioni di euro);
33 Per la definizione degli indicatori alternativi di performance si rimanda al capitolo “Non - GAAP Measures” del presente documento.
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• l’aumento per i costi correlati all’acquisizione e integrazione di 2i Rete Gas e i costi relativi alle cessioni derivanti dal provvedimento Antitrust per un totale di 33,6 milioni di euro (inclusivo degli oneri finanziari, con effetto fiscale pari a -9,2 milioni di euro);
• l’aumento per i compensi in azioni (share ‑ based payments) derivanti dal piano di azionariato diffuso (Piano IGrant) e dal Piano di Co-investimento dedicato ai manager del Gruppo, complessivamente 9,6 milioni di euro di costi operativi (con effetto fiscale pari a -2,7 milioni di euro).
Tenuto conto della natura di tali elementi, il management ha ritenuto opportuno classificare i relativi importi tra gli special item. Di seguito la tabella di riconduzione tra i valori riclassificati e quelli adjusted :

(milioni di euro) | 2024 | 2025
Ricavi totali | 1.740,3 | 2.535,4
Special item | 38,5 | (51,2)
- contributo ARERA Delibera n.87/2025/R/gas | - | (54,4)
- vettoriamento per località in avviamento | 4,6 | 3,2
- rimborsi per telelettura/telegestione per gli anni 2011-2016 | 9,9 | -
- premi per sicurezza del servizio di distribuzione gas dell’anno 2020 | 24,0 | -
Ricavi totali adjusted | 1.778,8 | 2.484,2
Costi operativi totali | (427,9) | (646,8)
Special item | - | 46,0
Costi operativi totali adjusted | (427,9) | (600,8)
EBITDA | 1.312,4 | 1.888,6
Special item | 38,5 | (5,2)
EBITDA adjusted | 1.350,9 | 1.883,4
Ammortamenti e svalutazioni | (530,2) | (677,5)
Special item | - | -
Ammortamenti e svalutazioni adjusted | (530,2) | (677,5)
EBIT | 782,2 | 1.211,1
Special item | 38,5 | (5,2)
EBIT adjusted | 820,7 | 1.205,9
Oneri finanziari netti | (120,6) | (236,4)
Special item | - | 5,6
Oneri finanziari netti adjusted | (120,6) | (230,8)
Proventi netti su partecipazioni | 11,2 | 10,9
Utile prima delle imposte | 672,8 | 985,7
Special item | 38,5 | (0,4)
Utile prime delle imposte adjusted | 711,3 | 986,0
Imposte sul reddito | (165,3) | (279,9)

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Special item | (10,8) | 0,2
Imposte sul reddito adjusted | (176,1) | (279,7)
Utile netto | 507,5 | 705,8
Utile netto attribuibile al Gruppo | 478,9 | 672,2
Utile netto attribuibile alle minoranze | 28,6 | 33,5
Utile netto adjusted | 535,2 | 706,3
Utile netto attribuibile al Gruppo adjusted | 506,6 | 674,5
Utile netto attribuibile alle terze parti adjusted | 28,6 | 31,8

Analisi delle voci del conto economico riclassificato
RICAVI TOTALI

(milioni di euro) | 2024 | 2025 | Var. ass. | Var.%
Ricavi di vettoriamento | 1.521,6 | 2.203,8 | 682,2 | 44,8
Special item | 14,5 | (51,2) | (65,7) | -
Ricavi di vettoriamento adjusted | 1.536,1 | 2.152,6 | 616,5 | 40,1
Altri ricavi regolati distribuzione gas | 61,5 | 126,0 | 64,5 | -
Special item | 24,0 | - | (24,0) | -
Altri ricavi regolati distribuzione gas adjusted | 85,5 | 126,0 | 40,5 | 47,4
Totale ricavi regolati distribuzione gas | 1.583,1 | 2.329,8 | 746,7 | 47,2
Totale ricavi regolati distribuzione gas adjusted | 1.621,6 | 2.278,6 | 657,0 | 40,5
Ricavi diversi | 157,2 | 205,6 | 48,4 | 30,8
Ricavi totali | 1.740,3 | 2.535,4 | 795,1 | 45,7
Ricavi totali adjusted | 1.778,8 | 2.484,2 | 705,4 | 39,7

I ricavi totali ammontano a 2.535,4 milioni di euro, in aumento di 795,1 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2024 (+45,7%) e si riferiscono ai ricavi regolati distribuzione gas (2.329,8 milioni di euro, inclusi special item per 51,2 milioni di euro) e a ricavi diversi (205,6 milioni di euro).
I ricavi totali adjusted 34 ammontano a 2.484,2 milioni di euro, in aumento di 705,4 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2024 (+39,7%).
I ricavi regolati distribuzione gas aumentano di 746,7 milioni di euro rispetto al 2024 per effetto del nuovo perimetro derivante dall’acquisizione di 2i Rete Gas, nonostante la significativa riduzione del WACC (-51,6 milioni di euro) parzialmente compensata dalla crescita della RAB, trainata principalmente dagli investimenti
34 Il management di Italgas valuta la performance del Gruppo sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS (“Indicatori alternativi di performance”), ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto gli special item.
Le componenti reddituali sono classificate negli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento delle attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business; (iii) derivano da componenti economiche che non generano flussi di cassa , tipicamente di natura contabile (non cash movement). L’effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione. L’utile operativo e l’utile netto adjusted non sono previsti né dagli IFRS, né da altri standard setter. Tali misure di performance consentono l’analisi dell’andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati. L’informativa finanziaria NON – GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS.
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effettuati nel periodo e dall’effetto del tasso di rivalutazione, e dall’impatto sui dodici mesi del 2025 dei maggiori costi operativi riconosciuti ai fini tariffari (delibera ARERA n. 87/2025/R/gas).
I ricavi diversi aumentano di 48,4 milioni di euro rispetto al 2024 principalmente per i maggiori ricavi derivanti dal settore dell’efficienza energetica (+44,7 milioni di euro).
COSTI OPERATIVI

(milioni di euro) | 2024 | 2025 | Var. ass. | Var.%
Costi fissi distribuzione gas | 249,7 | 345,3 | 95,6 | 38,3
costo lavoro netto | 157,7 | 214,0 | 56,3 | 35,7
costi esterni netti | 92,0 | 131,3 | 39,3 | 42,8
Altre attività | 95,6 | 130,4 | 34,8 | 36,4
costo lavoro netto | 14,7 | 14,6 | (0,1) | (0,7)
costi esterni netti | 80,9 | 115,8 | 34,9 | 43,1
Altri costi e accantonamenti | 8,4 | 55,7 | 47,3 | -
Special item | - | 46,0 | 46,0 | -
Altri costi e accantonamenti adjusted | 8,4 | 9,7 | 1,3 | 15,0
TEE | - | (6,0) | (6,0) | -
Oneri connessi alle concessioni | 74,2 | 121,4 | 47,2 | 63,6
Costi operativi | 427,9 | 646,8 | 218,9 | 51,2
Costi operativi adjusted | 427,9 | 600,8 | 172,9 | 40,4

I costi operativi ammontano a 646,8 milioni di euro, in aumento di 218,9 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2024, principalmente per l’inclusione del nuovo perimetro derivante dall’acquisizione di 2i Rete Gas, nonché della crescita delle attività relative al settore dell’efficienza energetica, che trovano la loro corrispondenza alla voce ricavi diversi. I costi operativi includono special item per complessivi 46,0 milioni di euro.
I costi operativi adjusted ammontano a 600,8 milioni di euro, in aumento di 172,9 milioni di euro rispetto al 2024. A parità di perimetro, includendo quindi i valori di 2i Rete Gas il periodo aprile-dicembre 2024, i costi registrano una riduzione di 30,6 milioni di euro (-5,2%). Inoltre, si evidenzia che le sinergie ed efficienze, calcolate a parità di perimetro (includendo il gruppo 2i Rete Gas per 12 mesi) e come baseline la somma dei costi dell’esercizio 2023, hanno raggiunto i 35 milioni di euro.
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

(milioni di euro) | 2024 | 2025 | Var. ass. | Var.%
Ammortamenti | 530,2 | 677,2 | 147,0 | 27,7
Attività immateriali IFRIC 12 | 435,2 | 545,3 | 110,1 | 25,3

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Altre attività immateriali | 42,0 | 61,9 | 19,9 | 47,4
Immobili impianti e macchinari | 53,0 | 70,0 | 17,0 | 32,1
di cui ammortamenti IFRS 16 | 32,5 | 44,6 | 12,1 | 37,2
Svalutazioni | - | 0,3 | 0,3 | 0,0
Ammortamenti e svalutazioni | 530,2 | 677,5 | 147,3 | 27,8

Gli ammortamenti e svalutazioni ammontano a 677,5 milioni di euro, in aumento di 147,3 milioni di euro (+27,8%) rispetto al 2024 principalmente per effetto degli asset acquisiti di 2i Rete Gas (rivalutati per effetto della Purchase Price Allocation), parzialmente compensato dall’effetto su 12 mesi del completamento del processo di ammortamento dei beni a devoluzione gratuita riferiti alla concessione di Roma (scaduta nel novembre 2024).
ONERI FINANZIARI NETTI

(milioni di euro) | 2024 | 2025 | Var. ass. | Var.%
Oneri (proventi) su debiti finanziari a breve e a lungo termine | 113,6 | 219,7 | 106,1 | 93,4
Special item | - | 5,6 | 5,6 | -
Upfront fee | 10,6 | 14,0 | 3,4 | 32,1
Altri oneri (proventi) finanziari netti | (2,3) | 2,8 | 5,1 | -
Oneri (proventi) finanziari connessi all'attualizzazione dei fondi ambientali e per benefici ai dipendenti | 3,8 | 3,8 | 0,0 | 0,0
Altri oneri (proventi) finanziari netti | (6,1) | (1,0) | 5,1 | (83,6)
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | (1,3) | (0,1) | 1,2 | (92,3)
Oneri finanziari netti | 120,6 | 236,4 | 115,8 | 96,0
Oneri finanziari netti adjusted | 120,6 | 230,8 | 110,2 | 91,4

Gli oneri finanziari netti aumentano di 115,8 milioni di euro rispetto al 2024 principalmente per effetto degli oneri relativi alla linea di credito c.d. “Bridge” per l’acquisizione di 2i Rete Gas, dell’impatto dell’emissione obbligazionaria dual-tranche effettuata a marzo 2025, degli oneri dovuti al consolidamento del debito di 2i Rete Gas e degli oneri derivanti dalla valutazione al fair value delle obbligazioni emesse da 2i Rete Gas per effetto della Purchase Price Allocation.
Gli oneri finanziari netti includono special item per 5,6 milioni di euro, correlati a parte dei costi sostenuti per l’acquisizione di 2i Rete Gas. Al netto di questi ultimi, gli oneri finanziari netti adjusted ammontano a 230,8 milioni di euro, in aumento di 110,2 milioni di euro.
PROVENTI NETTI SU PARTECIPAZIONI
I proventi netti su partecipazioni sono pari a 10,9 milioni di euro e fanno riferimento al contributo delle società partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto.
IMPOSTE SUL REDDITO
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(milioni di euro) | 2024 | 2025 | Var. ass. | Var.%
Imposte correnti | 164,0 | 310,9 | 146,9 | 89,6
Imposte differite nette | 1,3 | (31,0) | (32,3) | -
Imposte sul reddito | 165,3 | 279,9 | 114,6 | 69,3
Fiscalità correlata agli special item | (10,8) | 0,2 | 11,0 | -
Imposte sul reddito adjusted | 176,1 | 279,7 | 103,6 | 58,8
Tax rate effettivo (%) | 24,6% | 28,4% |  |
Tax rate effettivo adjusted (%) | 24,8% | 28,4% |  |

Le imposte sul reddito ammontano a 279,9 milioni di euro, in aumento di 114,6 milioni di euro rispetto al corrispondente valore dell’anno precedente. Le imposte sul reddito includono la fiscalità relativa agli special item per 0,2 milioni di euro.
Le imposte sul reddito adjusted ammontano a 279,7 milioni di euro in aumento di 103,6 milioni di euro rispetto all’anno precedente, per il maggior risultato ante imposte del periodo e per il venir meno nell’esercizio 2025 del beneficio Patent Box (pari a 21,9 milioni di euro nel 2024).
Il tax rate adjusted si attesta quindi al 28,4% (24,8% nell’esercizio 2024).
La riconduzione del tax rate teorico al tax rate effettivo è fornita alla nota “Imposte sul reddito” nelle Note al bilancio consolidato.
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Situazione patrimoniale-finanziaria riclassificata
Lo schema della situazione patrimoniale-finanziaria riclassificata aggrega i valori attivi e passivi dello schema obbligatorio, pubblicato nel bilancio consolidato, secondo il criterio della funzionalità alla gestione dell'impresa, suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l'investimento, l'esercizio e il finanziamento.
Lo schema proposto rappresenta un’utile informativa per l’investitore perché consente di individuare le fonti di risorse finanziarie (mezzi propri e di terzi) e gli impieghi di risorse finanziarie nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio.
La situazione patrimoniale-finanziaria riclassificata di Italgas al 31 dicembre 2025, raffrontata con quella al 31 dicembre 2024, è di seguito sintetizzata:

(milioni di euro) | 31.12.2024 | 31.12.2025 | Var. ass.
Capitale immobilizzato (*) | 8.777,1 | 14.090,0 | 5.312,9
Immobili, impianti e macchinari | 383,3 | 488,1 | 104,8
Attività immateriali | 8.305,6 | 13.560,6 | 5.255,0
Partecipazioni | 176,1 | 192,0 | 15,9
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 319,5 | 324,0 | 4,5
Debiti netti relativi all'attività di investimento | (407,4) | (474,7) | (67,3)
Capitale di esercizio netto | 835,1 | 787,7 | (47,4)
Fondi per benefici ai dipendenti | (61,3) | (80,5) | (19,2)
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili | 5,4 | 236,5 | 231,1
CAPITALE INVESTITO NETTO | 9.556,3 | 15.033,7 | 5.477,4
Patrimonio netto | 2.793,5 | 4.165,9 | 1.372,4
- di competenza del Gruppo Italgas | 2.457,9 | 3.818,9 | 1.361,0
- di competenza Terzi azionisti | 335,6 | 347,0 | 11,4
Indebitamento finanziario netto | 6.762,8 | 10.867,8 | 4.105,0
COPERTURE | 9.556,3 | 15.033,7 | 5.477,4

(*) Al netto degli effetti derivanti dall'applicazione dell'IFRS 15.
L’analisi della variazione degli Immobili, impianti e macchinari e delle Attività immateriali è la seguente:

(milioni di euro) | Immobili, impianti e macchinari | Attività IFRIC 12 | Attività immateriali | Totale
Saldo al 31 dicembre 2024 | 383,3 | 7.955,7 | 349,9 | 8.688,9
Investimenti | 112,0 | 1.020,3 | 71,2 | 1.203,6
- di cui IFRS 16 | 69,0 | - | - | 69,0
Ammortamenti e svalutazioni | (70,3) | (545,0) | (62,1) | (677,4)
- di cui ammortamenti ex IFRS 16 | (44,6) | - | - | (44,6)

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Variazione dell'area di consolidamento | 57,4 | 4.536,0 | 572,3 | 5.165,6
Contributi | - | (62,0) | - | (62,0)
Dismissioni e alienazioni nette | (3,4) | (35,6) | (22,0) | (61,1)
Attività destinate alla vendita | (1,2) | (216,1) | (21,9) | (239,2)
Altre variazioni | 10,3 | (5,5) | 25,5 | 30,3
Saldo al 31 dicembre 2025 | 488,1 | 12.647,7 | 912,9 | 14.048,7

Le partecipazioni (192,0 milioni di euro) aumentano di 15,9 milioni di euro per il contributo delle società collegate (+11,1 milioni di euro, di cui 5,6 milioni di euro appartenenti al settore idrico e 5,5 milioni di euro riconducibili al settore gas) e delle altre società (+4,8 milioni di euro).
I crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa (324,0 milioni di euro) comprendono il credito finanziario verso il comune di Roma, contrattualmente previsto nella concessione di distribuzione gas e divenuto esigibile a seguito della scadenza della stessa (299,6 milioni di euro).
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Il capitale di esercizio netto al 31 dicembre 2025 ammonta a 787,7 milioni di euro ed è così composto:

(milioni di euro) | 31.12.2024 | 31.12.2025 | Var. ass.
Crediti commerciali | 751,9 | 1.217,5 | 465,6
Rimanenze | 57,2 | 74,7 | 17,5
Crediti e (Debiti) tributari netti | 381,5 | 260,1 | (121,4)
Altre attività | 596,6 | 725,2 | 128,6
Debiti commerciali | (249,7) | (377,1) | (127,4)
Fondi per rischi e oneri | (92,1) | (120,4) | (28,3)
Attività e (Passività) per imposte anticipate e differite nette | (48,3) | (12,2) | 36,1
Altre passività | (562,0) | (980,1) | (418,1)
| 835,1 | 787,7 | (47,4)

Indebitamento finanziario netto

(milioni di euro) | 31.12.2024 | 31.12.2025 | Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari | 7.185,8 | 11.416,9 | 4.231,1
Debiti finanziari a breve termine (*) | 934,2 | 920,4 | (13,8)
Debiti finanziari a lungo termine | 6.161,1 | 10.362,5 | 4.201,4
Debiti finanziari per leasing ex IFRS 16 e IFRIC 12 | 90,5 | 134,0 | 43,5
Contratti derivati copertura Cash Flow Hedge | (16,9) | (13,2) | 3,7
Contratti a breve termine | (5,9) | (4,5) | 1,4
Contratti a lungo termine | (11,0) | (8,7) | 2,3
Crediti finanziari e disponibilità liquide ed equivalenti | (406,1) | (535,9) | (129,8)
Disponibilità liquide ed equivalenti | (402,7) | (531,9) | (129,2)
Crediti finanziari | (3,4) | (4,0) | (0,6)
Indebitamento finanziario netto | 6.762,8 | 10.867,8 | 4.105,0
Debiti finanziari per leasing ex IFRS 16 e IFRIC 12 | 90,5 | 134,0 | 43,5
Indebitamento finanziario netto (esclusi effetti ex IFRS 16 e IFRIC 12) | 6.672,3 | 10.733,8 | 4.061,5

(*) Includono le quote a breve dei debiti finanziari a lungo termine.
L' Indebitamento finanziario netto (esclusi gli effetti ex IFRS 16 e IFRIC 12) registra un aumento di 4.061,5 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2024 e comprende i finanziamenti della ex 2i Rete Gas e l’emissione del prestito obbligazionario dual-tranche pari a 1.000 milioni di euro destinato a finanziare parte del corrispettivo dell’acquisizione di 2i Rete Gas.
I debiti finanziari e obbligazionari al 31 dicembre 2025 sono pari a 11.416,9 milioni di euro (7.185,8 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e si riferiscono a prestiti obbligazionari per 8.371,4 milioni di euro (inclusiva della valutazione al fair value delle obbligazioni emesse da 2i Rete Gas per effetto della Purchase Price Allocation), a contratti di finanziamento su provvista della Banca Europea per gli Investimenti/BEI per 1.105,7 milioni di
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euro, a debiti verso banche per 1.805,8 milioni di euro e debiti per IFRS 16 e per IFRIC 12 per 134,0 milioni di euro.
Al 31 dicembre 2025 il debito a tasso fisso rappresenta il 79,8% dei debiti finanziari e obbligazionari (85,4% al 31 dicembre 2024), mentre quello a tasso variabile si attesta al 20,2% (14,6% al 31 dicembre 2024). L’aumento delle passività a tasso variabile è dovuto alla sottoscrizione di nuovi finanziamenti bancari perfezionati nel corso dell’anno e alla scadenza di due prestiti obbligazionari a tasso fisso, parzialmente compensati dal consolidamento dei prestiti obbligazionari a tasso fisso in capo a 2i Rete Gas.
Prospetto dell’utile complessivo

(milioni di euro) | 2024 | 2025
Utile netto | 507,5 | 705,8
Altre componenti dell'utile complessivo |  |
Componenti riclassificabili a conto economico: |  |
Variazione fair value derivati di copertura cash flow hedge (Quota efficace) | (15,3) | (3,2)
Effetto fiscale | 3,7 | 0,8
| (11,6) | (2,4)
Componenti non riclassificabili a Conto economico: |  |
Utile (Perdita) attuariale da remeasurement piani a benefici definiti per i dipendenti | (0,6) | (1,0)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI | 0,1 | (1,3)
Effetto fiscale | 0,1 | 0,6
| (0,4) | (1,7)
Totale altre componenti dell'utile complessivo al netto dell'effetto fiscale | (12,0) | (4,1)
Totale utile complessivo dell'esercizio | 495,5 | 701,7
Di competenza: |  |
- Italgas | 466,9 | 668,2
- Interessenze di terzi | 28,6 | 33,5
| 495,5 | 701,7

Rendiconto finanziario riclassificato
Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schema legale del rendiconto finanziario obbligatorio. Il rendiconto finanziario riclassificato consente il collegamento tra la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo. La misura che consente il raccordo tra i due rendiconti è il “free cash flow” 35 , cioè l’avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti.
35 Il free cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari) e al capitale proprio (pagamento di dividendi/apporti di capitale); (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di indebitamento relativi al capitale proprio (pagamento di dividendi/apporti di capitale).
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(migliaia di euro) | 2024 | 2025
Utile netto | 507,5 | 705,8
A rettifica: |  |
- Ammortamenti ed altri componenti non monetarie | 518,0 | 710,7
- Minusvalenze (plusvalenze) nette su cessioni e radiazioni di attività | 5,6 | 2,2
- Interessi e imposte sul reddito | 285,9 | 516,3
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione | (97,7) | 127,2
Dividendi, interessi e imposte sul reddito incassati (pagati) | (120,6) | (437,1)
Flusso di cassa da attività operativa | 1.098,7 | 1.625,1
Investimenti tecnici | (845,4) | (1.087,3)
Altre variazioni relative all'attività di investimento | 35,1 | (24,1)
Disinvestimenti e altre variazioni | 27,6 | 5,2
Free cash flow prima di operazioni di Merger and Acquisition | 316,0 | 518,9
Imprese incluse nell’area di consolidamento | 19,8 | (2.062,8)
di cui: |  |
prezzo pagato per equity al lordo disponibilità nette acquisite | (14,5) | (2.071,9)
disponibilità liquide ed eq da imprese entrate in area di consolidamento | 34,3 | 9,1
Acquisizione nette imprese, impianti e altre attività finanziarie | (77,8) | -
Free cash flow | 258,0 | (1.543,9)
Variazione dei debiti finanziari a breve e a lungo e dei crediti finanziari | 228,6 | 1.069,2
Rimborsi debiti finanziari per beni in leasing | (34,1) | (46,7)
Apporto capitale da terzi | - | 1.023,0
Flusso di cassa del capitale proprio | (299,8) | (348,7)
Altre variazioni | - | (23,7)
Flusso di cassa netto dell'esercizio | 152,7 | 129,2

(*) Al netto degli effetti derivanti dall’applicazione dell’IFRS 15.
Variazione indebitamento finanziario netto

(migliaia di euro) | 2024 | 2025
Free cash flow | 258,0 | (1.543,9)
Variazione dei debiti finanziari da imprese entrate in area di consolidamento | - | (3.075,9)
Incremento debiti finanziari per leasing e canoni | (45,5) | (67,0)
Flusso di cassa del capitale proprio | (299,8) | (348,7)
Apporto capitale da terzi | - | 1.023,0
Altre variazioni (differenza tra oneri finanziari contabilizzati e pagati e fair value derivati) | (41,2) | (92,5)
Variazione indebitamento finanziario netto | (128,5) | (4.105,0)

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Il flusso di cassa da attività operativa al 31 dicembre 2025 pari a 1.625,1 milioni di euro ha totalmente finanziato il flusso derivante dagli investimenti netti generando un free cash flow prima di operazioni di Merger and Acquisition di 518,9 milioni di euro che copre totalmente i dividendi pagati.
Il prezzo per l’acquisizione di 2i Rete Gas, pari a 2.071,9 milioni di euro (equity value), è stato finanziato con i fondi derivanti dall’aumento di capitale chiuso il 24 giugno 2025, che hanno consentito il rimborso totale del bridge di 1.000 di euro, e con l’emissione del prestito obbligazionario dual-tranches.
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4.2 Commento ai risultati economico - finanziari di Italgas S.p.A.
Italgas S.p.A. è stata costituita il 1° giugno 2016 ed è quotata a partire dal 7 novembre 2016 alla Borsa di Milano.
Conto economico riclassificato
In considerazione della natura di holding di partecipazioni di tipo industriale di Italgas S.p.A., è stato predisposto lo schema di Conto economico riclassificato prevedendo l’inversione dell’ordine delle voci del Conto economico ex D.Lgs n. 127/1991, presentando per prime quelle relative alla gestione finanziaria, in quanto per tali società rappresenta la più rilevante componente di natura reddituale 36 .

(milioni di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025 | Var. ass. | Var.%
Proventi da partecipazioni | 428,2 | 396,6 | (31,6) | (7,4)
Interessi attivi | 133,9 | 146,4 | 12,5 | 9,3
Interessi passivi e altri oneri finanziari | (130,3) | (184,4) | (54,1) | 41,5
Totale proventi e oneri finanziari | 431,8 | 358,6 | (73,2) | (17,0)
Ricavi per prestazioni di servizio | 79,7 | 91,0 | 11,3 | 14,2
Altri proventi della gestione | 79,7 | 91,0 | 11,3 | 14,2
Per il personale | (49,3) | (61,7) | (12,4) | 25,2
Special item | - | 3,8 | 3,8 | 0,0
Per prestazioni di servizi non finanziari e altri costi | (31,9) | (35,5) | (3,6) | 11,3
Ammortamenti | (2,7) | (3,2) | (0,5) | 18,5
Totale altri costi della gestione | (83,9) | (100,4) | (16,5) | 19,7
Totale altri costi della gestione adjusted | (83,9) | (96,6) | (12,7) | 15,1
Utile prima delle imposte | 427,6 | 349,2 | (78,4) | (18,3)
Utile prima delle imposte adjusted | 427,6 | 353,0 | (74,6) | (17,4)
Imposte sul reddito | (5,1) | 6,9 | 12,0 | 0,0
Special item | - | 1,1 | 1,1 | 0,0
Imposte sul reddito adjusted | (5,1) | 5,8 | 10,9 | 0,0
Utile netto | 422,5 | 356,1 | (66,4) | (15,7)
Utile netto adjusted | 422,5 | 358,8 | (63,7) | (15,1)

Le componenti reddituali classificate negli special item 37 dell’esercizio 2025, riguardano i compensi basati su azioni (share ‑ based payments) derivanti dal piano di azionariato diffuso (Piano IGrant) e dal Piano di Co- investimento dedicato ai manager del Gruppo -3,8 milioni di euro di costi operativi (con effetto fiscale pari a +1,1 milioni di euro).
36 Si veda a tal proposito la Comunicazione Consob n. 94001437 del 23 febbraio 1994.
37 Per la definizione degli special item si rinvia al paragrafo 4.1.
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Analisi delle voci del conto economico riclassificato
PROVENTI E ONERI FINANZIARI
I proventi da partecipazioni (396,6 milioni di euro) includono essenzialmente i dividendi distribuiti dalle società controllate Italgas Reti (381,0 milioni di euro) e Toscana Energia (15,4 milioni di euro).
Gli interessi attivi (146,4 milioni di euro) riguardano principalmente proventi attivi derivanti dai finanziamenti infragruppo concessi da Italgas alle società controllate.
Gli interessi passivi e altri oneri finanziari (184,4 milioni di euro) si riferiscono ai costi correlati all’indebitamento finanziario, e riguardano essenzialmente oneri su prestiti obbligazionari 38 (123,6 milioni di euro) e finanziamenti erogati da Banche (55,9 milioni di euro).
ALTRI PROVENTI DELLA GESTIONE
Gli altri proventi della gestione (91,0 milioni di euro), esposti al netto dei ricavi che trovano contropartita nei costi derivanti dagli addebiti a Italgas Reti relativi all’acquisizione e integrazione di 2i Rete Gas e alle cessioni derivanti dal provvedimento Antitrust per un totale di -21,8 milioni di euro, si riferiscono in prevalenza a riaddebiti alle società controllate dei costi sostenuti per la prestazione di servizi gestiti a livello centralizzato da Italgas S.p.A. Tali servizi sono regolati mediante contratti stipulati tra Italgas S.p.A. e le proprie controllate e riguardano le seguenti aree: personale e organizzazione; pianificazione, amministrazione, finanza e controllo; procurement; servizi generali, immobiliari e di security; affari legali, societari e compliance; salute sicurezza e ambiente; relazioni istituzionali e regolazione; relazioni esterne e sostenibilità; internal audit, enterprise risk management (ERM), Data Protection Officer e Tax.
ALTRI COSTI DELLA GESTIONE
Gli altri costi della gestione (100,4 milioni di euro), esposti escludendo i costi, per un totale di -21,8 milioni di euro, addebitati a Italgas Reti per l’acquisizione e integrazione di 2i Rete Gas e le cessioni derivanti dal provvedimento Antitrust che trovano contropartita nei ricavi, si riferiscono a costi per il personale (73,0 milioni di euro), costi per prestazioni di servizi non finanziari, altri costi (31,8 milioni di euro) e ammortamenti (3,2 milioni di euro).
Situazione patrimoniale-finanziaria riclassificata

(milioni di euro) | 31.12.2024 | 31.12.2025 | Var. ass.
Capitale immobilizzato | 7.969,9 | 10.945,2 | 2.975,3
Immobili, impianti e macchinari | 12,3 | 10,5 | (1,8)
Immobilizzazioni immateriali | 1,9 | 1,9 | -
Partecipazioni | 3.441,4 | 5.485,5 | 2.044,1
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 4.514,4 | 5.447,5 | 933,1
Debiti netti relativi all’attività d’investimento | (0,1) | (0,2) | (0,1)

38 I dettagli circa le emissioni obbligazionarie verificatesi nel corso dell’esercizio e le relative condizioni sono fornite nella nota “Passività finanziarie correnti e non correnti” delle Note al bilancio di esercizio.
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Capitale di esercizio netto | 97,2 | 54,6 | (42,6)
Fondi per benefici ai dipendenti | (8,4) | (8,2) | 0,2
CAPITALE INVESTITO NETTO | 8.058,7 | 10.991,6 | 2.932,9
Patrimonio netto | 1.961,9 | 3.003,5 | 1.041,6
Indebitamento finanziario netto | 6.096,8 | 7.988,1 | 1.891,3
COPERTURE | 8.058,7 | 10.991,6 | 2.932,9

Il capitale investito netto ammonta a 10.991,6 milioni di euro in aumento di 2.932,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2024 per effetto principalmente dell’acquisizione di 2i Rete Gas che ha generato un incremento delle partecipazioni (2.044,1 milioni di euro), per i maggiori crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa (933,1 milioni di euro) parzialmente compensati della riduzione del capitale di esercizio netto (42,6 milioni di euro).
Le partecipazioni pari a 5.485,5 milioni di euro si riferiscono alle società controllate Italgas Reti, Nepta, Toscana Energia, Geoside, Italgas Newco e Bludigit (5.467,7 milioni di euro), alla società a controllo congiunto Metano Sant’Angelo Lodigiano e alle società collegate e altre imprese (17,8 milioni di euro).
Il capitale di esercizio netto al 31 dicembre 2025 è così composto:

(milioni di euro) | 31.12.2024 | 31.12.2025 | Var. ass.
Crediti commerciali | 76,2 | 75,5 | (0,7)
Crediti e (Debiti) tributari netti | 54,2 | 21,7 | (32,5)
Altre attività | 5,4 | 2,3 | (3,1)
Debiti commerciali | (19,9) | (26,9) | (7,0)
Fondi per rischi e oneri | (4,8) | (2,7) | 2,1
Attività e (Passività) per imposte anticipate e differite nette | (1,1) | 0,1 | 1,2
Altre passività | (12,8) | (15,4) | (2,6)
| 97,2 | 54,6 | (42,6)

Rispetto al 31 dicembre 2024, il capitale d’esercizio netto diminuisce di 42,6 milioni di euro prevalentemente per il minor credito fiscale (32,6 milioni di euro).
Indebitamento finanziario netto

(milioni di euro) | 31.12.2024 | 31.12.2025 | Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari | 7.294,9 | 8.907,8 | 1.612,9
Debiti finanziari a breve termine (*) | 1.356,8 | 639,4 | (717,4)
Debiti finanziari a lungo termine | 5.930,2 | 8.262,1 | 2.331,9
Debiti finanziari per leasing ex IFRS 16 | 7,9 | 6,3 | (1,6)
Contratti derivati copertura Cash Flow Hedge | (15,1) | (12,0) | 3,1
Contratti a breve termine | (4,7) | (3,7) | 1,0
Contratti a lungo termine | (10,4) | (8,3) | 2,1

70

Crediti finanziari e disponibilità liquide ed equivalenti | (1.183,0) | (907,7) | 275,3
Disponibilità liquide ed equivalenti | (268,3) | (436,4) | (168,1)
Crediti finanziari | (914,7) | (471,3) | 443,4
Indebitamento finanziario netto | 6.096,8 | 7.988,1 | 1.891,3
Debiti finanziari per leasing ex IFRS 16 | 7,9 | 6,3 | (1,6)
Indebitamento finanziario netto (esclusi effetti ex IFRS 16) | 6.088,9 | 7.981,8 | 1.892,9

(*) Includono le quote a breve dei debiti finanziari a lungo termine e debiti finanziari verso controllate.
I debiti finanziari e obbligazionari al 31 dicembre 2025 sono pari a 8.907,8 milioni di euro (7.294,9 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e si riferiscono a prestiti obbligazionari (6.160,8 milioni di euro), contratti di finanziamento su provvista della Banca Europea per gli Investimenti/BEI (744,7 milioni di euro), debiti verso banche (1.522,8 milioni di euro), debiti finanziari IFRS 16 (6,3 milioni di euro) e debiti finanziari verso società controllate (473,2 milioni di euro).
Al 31 dicembre 2025 il debito a tasso fisso rappresenta il 73,1% dei debiti finanziari e obbligazionari (82,3% al 31 dicembre 2024), mentre quello a tasso variabile si attesta al 26,9% (17,7% al 31 dicembre 2024).
Rendiconto finanziario riclassificato

(milioni di euro) | 2024 | 2025
Utile netto | 422,5 | 356,1
A rettifica: |  |
- Ammortamenti ed altri componenti non monetari | 0,6 | 10,9
- Interessi, imposte sul reddito e dividendi | (426,7) | (365,4)
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione | (106,2) | 23,8
Dividendi, interessi e imposte sul reddito incassati (pagati) | 443,7 | 432,8
Flusso di cassa da attività operativa | 333,9 | 458,2
Investimenti tecnici | (2,5) | (1,4)
Partecipazioni | (30,0) | 0,0
Investimenti finanziari netti strumentali all'attività operativa | (333,8) | (902,4)
Altre variazioni relative all'attività di investimento | (0,2) | 0,2
Disinvestimenti e altre variazioni | 0,0 | 0,0
Free cash flow prima di operazioni di Merger and Acquisition | (32,6) | (445,4)
Acquisto partecipazioni | 0,0 | (2.071,9)
di cui: |  |
prezzo pagato per equity al lordo disponibilità nette acquisite | 0,0 | (2.071,9)
Free cash flow | (32,6) | (2.517,3)
Variazione dei debiti finanziari a breve e a lungo e dei crediti finanziari | 383,1 | 2.017,6
Rimborsi debiti finanziari per beni in leasing | (2,3) | (1,9)

71

Apporto capitale da terzi | 0,0 | 1.023,0
Flusso di cassa del capitale proprio | (285,6) | (329,5)
Altre variazioni | 0,0 | (23,8)
Flusso di cassa dell'esercizio | 62,6 | 168,1

Variazione indebitamento finanziario netto

(milioni di euro) | 2024 | 2025
Free cash flow | (32,6) | (2.517,3)
Incremento debiti finanziari per leasing | (0,2) | (0,3)
Flusso di cassa del capitale proprio | (285,6) | (329,5)
Apporto capitale da terzi | 0,0 | 1.023,0
Altre variazioni | (28,3) | (67,2)
Variazione indebitamento finanziario netto | (346,7) | (1.891,3)

4.3 Non – GAAP Measures
Indicatori alternativi di performance
In data 5 ottobre 2015, l’ESMA (European Security and Markets Authority) ha pubblicato i propri orientamenti (ESMA/2015/1415) in merito ai criteri per la presentazione degli indicatori alternativi di performance (IAP o APM), che sostituiscono a partire dal 3 luglio 2016, le raccomandazioni del CESR/05-178b. L’informativa finanziaria NON-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IAS – IFRS. Si riportano di seguito gli indicatori alternativi di performance adottati nel presente bilancio.

Indicatori alternativi di performance economica | Descrizione
Ricavi regolati Distribuzione gas | Indicatore della performance operativa, rappresentano i ricavi derivanti dalle attività regolate di distribuzione gas, calcolati sottraendo ai ricavi e altri proventi operativi i ricavi diversi, ovvero quelli derivanti dalle attività non regolate, i ricavi per costruzione e potenziamento delle infrastrutture iscritti ai sensi dell’IFRIC 12, il rilascio dei contributi allacciamento di competenza dell’esercizio, ed eventuali altre componenti riportate nello schema di riconduzione del conto economico del successivo capitolo “Riconciliazione dei prospetti riclassificati di Conto economico, Situazione patrimoniale – finanziaria e di Rendiconto finanziario”.
Ricavi totali | Il Totale Ricavi e altri proventi operativi esclusi (i) gli effetti derivanti dall’applicazione dell’IFRIC 12 “Accordi per servizi in concessione”, (ii) i contributi di allacciamento, (iii) i rimborsi da terzi e di altre componenti residuali.
Ricavi totali adjusted | Il Totale Ricavi e altri proventi operativi esclusi (i) gli effetti derivanti dall’applicazione dell’IFRIC 12 “Accordi per servizi in concessione”, (ii) i contributi di allacciamento, (iii) i rimborsi da terzi e di altre componenti residuali, (iv) le voci classificate come “special item”, ovvero derivanti da: (a) eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento delle attività; (b) eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business; (c) componenti economiche che non generano flussi di cassa, tipicamente di natura contabile (non cash movement).
Costi operativi | Indicatore della performance operativa, rappresenta i costi operativi dello schema legale dedotti i costi per costruzione e potenziamento delle infrastrutture iscritti ai sensi dell’IFRIC 12 ed eventuali altre componenti riportate nello schema di riconduzione del conto economico del successivo capitolo “Riconciliazione dei prospetti riclassificati di Conto economico, Situazione patrimoniale – finanziaria e di Rendiconto finanziario”.

72

EBITDA | Indicatore della performance operativa, è calcolato come utile netto escludendo le imposte sul reddito, i proventi netti su partecipazioni, gli oneri finanziari netti, gli ammortamenti e le svalutazioni.
EBIT | Indicatore della performance operativa, è calcolato come utile netto dell'esercizio escludendo le imposte sul reddito, i proventi netti su partecipazioni e gli oneri finanziari netti.
Utile prima delle imposte adjusted | L’Utile netto dell’esercizio escluse le imposte sul reddito e le voci classificate come “special item”, ovvero derivanti da: (a) eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento delle attività; (b) eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business; (c) componenti economiche che non generano flussi di cassa, tipicamente di natura contabile (non cash movement).
Utile Netto adjusted | L’Utile netto dell’esercizio escluse le voci classificate come “special item”, ovvero derivanti da: (a) eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento delle attività; (b) eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business; (c) componenti economiche che non generano flussi di cassa, tipicamente di natura contabile (non cash movement).
Utile Netto attribuibile al Gruppo adjusted | L’Utile netto dell’esercizio di pertinenza degli Azionisti Italgas escluse le voci classificate come “special item” di pertinenza degli Azionisti Italgas, ovvero derivanti da: (a) eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento delle attività; (b) eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business; (c) componenti economiche che non generano flussi di cassa, tipicamente di natura contabile (non cash movement).
Utile netto attribuibile alle terze parti adjusted | Le Interessenze di terzi escluse le voci classificate come “special item” di pertinenza degli Azionisti Italgas, ovvero derivanti da: (a) eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento delle attività; (b) eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business; (c) componenti economiche che non generano flussi di cassa, tipicamente di natura contabile (non cash movement).
Earning per Share adjusted | Indicatore di redditività del titolo azionario della società calcolato come rapporto tra l’Utile netto attribuibile al Gruppo adjusted e il numero complessivo delle azioni.
Indicatori alternativi di performance patrimoniale | Descrizione
Capitale di esercizio netto | Rappresenta un indicatore patrimoniale che esprime il capitale impiegato in attività e passività non immobilizzate e non finanziarie. È definito come la somma dei valori afferenti alle voci di Crediti e Debiti commerciali, Rimanenze, Crediti e Debiti tributari, Fondi per rischi e oneri, Attività per imposte anticipate e Passività per imposte differite e Altre attività e passività.
Capitale immobilizzato | Rappresenta un indicatore patrimoniale che esprime l’ammontare delle attività immobilizzate. È definito come la somma dei valori afferenti alle voci di Immobili, impianti e macchinari, Attività immateriali al netto delle Altre passività relative a contributi per allacciamento, delle Partecipazioni e dei Debiti netti relativi all’attività di investimento.
Capitale investito netto | Rappresenta un indicatore patrimoniale che esprime gli investimenti effettuati dall’impresa nella gestione. È definito come la somma dei valori afferenti alle voci di Capitale immobilizzato, Capitale di esercizio netto, Fondi per benefici a dipendenti e Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili.
Investimenti | Sono calcolati come la somma degli investimenti in immobili, impianti e macchinari e degli investimenti in attività immateriali.

73

Indicatori alternativi di performance finanziaria | Descrizione
Flusso di cassa da attività operativa | Rappresenta il flusso di cassa netto da attività operativa degli schemi obbligatori esclusi gli effetti derivanti dall’applicazione del principio contabile IFRS 15 (Altre passività relative ai contributi allacciamento).
Free cash flow prima di operazioni di Merger and Acquisition | Rappresenta l’avanzo o il disavanzo di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti, escluso il flusso derivante da operazioni di Merger and Acquisition .
Free cash flow | Rappresenta l’avanzo o il disavanzo di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti.
Indebitamento finanziario netto | Determinato come somma delle Passività finanziarie correnti e non correnti, al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività finanziarie correnti, quali ad esempio titoli posseduti per negoziazione, e delle altre attività correnti e non correnti finanziarie.

Riconciliazione dei prospetti riclassificati di Conto economico e Situazione patrimoniale – finanziaria e di Rendiconto Finanziario
In linea con l’orientamento ESM/2015/1415, di seguito si presenta la riconciliazione degli schemi gestionali di Conto economico, della Situazione patrimoniale – finanziaria e del Rendiconto finanziario del Gruppo Italgas e di Italgas S.p.A., commentati nella Relazione sulla gestione, con i relativi prospetti obbligatori.
In ottemperanza a quanto previsto dalle disposizioni dell’ESMA per la tassonomia dei bilanci annuali ESEF ( European Single Eletronic Format ) si è provveduto a riclassificare alcune voci di Stato Patrimoniale e Conto Economico, riadeguando anche i valori al 31 dicembre 2025.
Per maggiori dettagli si rimanda al capitolo “Schemi di bilancio” delle note al Bilancio Consolidato e al Bilancio di esercizio.
Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati consolidati a quelli obbligatori
CONTO ECONOMICO RICLASSIFICATO

(milioni di euro) | Riferimento alle note di bilancio consolidato semestrale abbreviato | 2024 |  | 2025
Valori da schema obbligatorio | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato |  | Valori da schema obbligatorio | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato
Ricavi (da schema obbligatorio) |  | 2.539,4 |  |  |  | 3.589,1 |  |
- Ricavi per costruzioni e potenziamento delle infrastrutture di distribuzione IFRIC 12 | (nota 27) |  | (746,5) |  |  |  | (995,6) |

74

- Utilizzo contributi allacciamento | (nota 27) |  | (19,0) |  |  |  | (35,0) |
- Rimborso misuratori guasti | (nota 27) |  | (16,6) |  |  |  | (10,9) |
- Rimborsi da terzi | (nota 27) |  | (14,3) |  |  |  | (11,4) |
- Prestazioni operative vs Regione Campania | (nota 27) |  | (2,6) |  |  |  | (0,8) |
- Altri rimborsi | (nota 27) |  | (0,1) |  |  |  | - |
Ricavi totali (da schema riclassificato) |  |  |  | 1.740,3 |  |  |  | 2.535,4
Costi operativi (da schema obbligatorio) |  | (1.220,7) |  |  |  | (1.684,9) |  |
- Ricavi per costruzioni e potenziamento delle infrastrutture di distribuzione IFRIC 12 | (nota 27) |  | 746,5 |  |  |  | 995,6 |
- Rimborso misuratori guasti | (nota 27) |  | 16,6 |  |  |  | 10,9 |
- Rimborsi da terzi | (nota 27) |  | 14,3 |  |  |  | 11,4 |
- Prestazioni operative vs Regione Campania | (nota 27) |  | 2,6 |  |  |  | 0,8 |
- Altri rimborsi | (nota 27) |  | 0,1 |  |  |  | - |
- Altre variazioni | (nota 27) |  | - |  |  |  |  |
- Utilizzo fondo misuratori | (nota 28) |  | 12,6 |  |  |  | 19,3 |
Costi operativi (da schema riclassificato) |  |  |  | (427,9) |  |  |  | (646,8)
EBITDA |  |  |  | 1.312,4 |  |  |  | 1.888,6
Ammortamenti e svalutazioni (da schema obbligatorio) |  | (536,6) |  |  |  | (693,1) |  |
- Utilizzo contributi allacciamento | (nota 27) |  | 19,0 |  |  |  | 35,0 |
- Altre variazioni | (nota 27) |  | - |  |  |  | - |
- Utilizzo fondo misuratori | (nota 28) |  | (12,6) |  |  |  | (19,3) |
Ammortamenti e svalutazioni (da schema riclassificato) |  |  |  | (530,2) |  |  |  | (677,5)
EBIT |  | 782,1 |  | 782,2 |  | 1.211,1 |  | 1.211,1
Oneri finanziari netti |  | (120,6) |  | (120,6) |  | (236,4) |  | (236,4)
Proventi netti su partecipazioni |  | 11,2 |  | 11,2 |  | 10,9 |  | 10,9
Utile prima delle imposte |  | 672,8 |  | 672,8 |  | 985,7 |  | 985,7
Imposte sul reddito |  | (165,3) |  | (165,3) |  | (279,9) |  | (279,9)
Utile (Perdita netta) |  | 507,5 |  | 507,5 |  | 705,8 |  | 705,8

SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA RICLASSIFICATA
75

(milioni di euro) |  | 31.12.2024 | 31.12.2025
(Dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) | Riferimento alle note di bilancio consolidato | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato
Capitale immobilizzato |  |  |  |  |
Immobili, impianti e macchinari |  |  | 383,3 |  | 488,1
Attività immateriali di cui: |  |  | 8.305,6 |  | 13.560,6
- Attività immateriali | (nota 13) | 8.833,3 |  | 14.723,3 |
a dedurre Contributi di allacciamento | (nota 20) | (527,7) |  | (1.162,7) |
Partecipazioni |  |  | 176,1 |  | 192,0
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa |  |  | 319,5 |  | 324,0
Debiti netti relativi all’attività di investimento, composti da: |  |  | (407,4) |  | (474,7)
- Debiti commerciali e altri debiti (Debiti per attività di investimento) | (nota 18) | (412,7) |  | (479,0) |
- Crediti commerciali e altri crediti (Crediti per attività di investimento/disinvestimento) | (nota 8) | 5,3 |  | 4,3 |
Totale Capitale immobilizzato (da schema riclassificato) |  |  | 8.777,1 |  | 14.090,0
Capitale di esercizio netto |  |  |  |  |
Crediti commerciali |  |  | 740,4 |  | 1.217,5
Rimanenze |  |  | 57,2 |  | 74,7
Crediti tributari, composti da: |  |  | 420,8 |  | 312,5
- Attività/passività fiscali correnti e non correnti (attività fiscali non correnti) | (nota 10) | 17,7 |  | 20,9 |
- Altre attività correnti e non correnti non finanziarie (Altre imposte correnti) | (nota 11) | 37,9 |  | 53,1 |
- Crediti commerciali e altri crediti (Crediti IRES per il Consolidato fiscale nazionale) | (nota 8) | 5,2 |  | 1,0 |
- Attività per imposte anticipate | (nota 23) | - |  | 0,0 |
- Riclassifica a Crediti tributari per Crediti Super/Ecobonus | (nota 11) | 360,0 |  | 237,5 |
Altre attività, composte da: |  |  | 608,0 |  | 725,1
- Crediti commerciali e altri crediti (Altri crediti) | (nota 8) | 142,0 |  | 184,4 |
- Altre attività correnti e non correnti non finanziarie | (nota 11) | 379,7 |  | 265,2 |
- Riclassifica a Crediti tributari per Crediti Super/Ecobonus | (nota 11) | (360,0) |  | (237,5) |
- Altre attività correnti e non correnti non finanziarie (Altre attività regolate) | (nota 11) | 446,3 |  | 513,0 |
Debiti commerciali |  |  | (249,7) |  | (377,1)
Fondi per rischi e oneri |  |  | (92,1) |  | (120,4)
Passività per imposte differite |  |  | (48,3) |  | (12,2)
Debiti tributari, composti da: |  |  | (39,3) |  | (52,3)
- Attività/passività fiscali correnti e non correnti (Passività fiscali correnti) | (nota 11) | (25,6) |  | (2,6) |
- Altre passività correnti e non correnti non finanziarie (Altre passività per imposte indirette) | (nota 20) | (13,7) |  | (49,7) |
Altre passività, composte da: |  |  | (562,0) |  | (980,1)
- Debiti commerciali e altri debiti (Altri debiti) | (nota 18) | (522,2) |  | (911,5) |
- Altre passività correnti e non correnti non finanziarie | (nota 20) | (39,8) |  | (68,6) |
Totale Capitale di esercizio netto (da schema riclassificato) |  |  | 835,1 |  | 787,7
Fondi per benefici ai dipendenti |  |  | (61,3) |  | (80,5)

76

Attività destinate alla vendita: |  |  | 5,40 |  | 236,5
CAPITALE INVESTITO NETTO |  |  | 9.556,3 |  | 15.033,7
Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti |  |  | (2.793,5) |  | (4.165,9)
Indebitamento finanziario netto |  |  |  |  |
Debiti finanziari e obbligazionari, composti da: |  |  | (7.185,8) |  | (11.416,9)
- Passività finanziarie non correnti | (nota 16) | (6.161,1) |  | (10.362,5) |
Passività finanziarie non correnti nette, composte da: |  |  |  |  |
- Quote a breve di debiti finanziari a lungo termine | (nota 16) | (637,6) |  | (879,4) |
- Passività finanziarie a breve termine | (nota 16) | (296,6) |  | (41,0) |
Altri debiti finanziari | (nota 16) |  |  |  |
Debiti finanziari ex IFRS 16 | (nota 16) | (90,5) |  | (134,0) |
Altre attività/passività correnti e non correnti finanziarie, composti da: |  |  | 16,9 |  | 13,2
Strumenti finanziari derivati di copertura Cash flow hedge correnti | (nota 19) | 5,9 |  | 4,5 |
Strumenti finanziari derivati di copertura Cash flow hedge non correnti | (nota 19) | 11,0 |  | 8,7 |
Crediti finanziari e disponibilità liquide ed equivalenti, composti da: |  |  | 406,1 |  | 535,9
Disponibilità liquide ed equivalenti |  |  | 402,7 |  | 531,9
Attività finanziarie correnti, composte da: |  |  | 3,4 |  | 4,0
- Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa | (nota 7) | 4,8 |  | 3,9 |
Totale Indebitamento finanziario netto (da schema riclassificato) |  |  | (6.762,8) |  | (10.867,8)
COPERTURE |  |  | (9.556,3) |  | (15.033,7)

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

(milioni di euro) | 2024 | 2025
Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato
Utile netto |  | 507,5 |  | 705,8
A rettifica: |  |  |  |
Ammortamenti ed altri componenti non monetari: |  | 518,0 |  | 710,7
- Ammortamenti | 549,1 |  | 712,3 |
- Svalutazioni nette di attività materiali e immateriali | - |  | 1,7 |
- Contributi allacciamento utilizzi | (19,0) |  | - |
- Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (11,2) |  | (10,9) |
- Partite non monetarie (stock grant) | (0,9) |  | 7,6 |
Minusvalenze (Plusvalenze) nette su cessioni e radiazioni di attività |  | 5,6 |  | 2,2
Interessi, imposte sul reddito e altre variazioni: |  | 285,9 |  | 516,3
- Interessi attivi | (28,9) |  | (20,9) |
- Interessi passivi | 149,5 |  | 257,4 |
- Imposte sul reddito | 165,3 |  | 279,9 |
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione: |  | (97,7) |  | 127,2
- Rimanenze | 29,0 |  | 2,3 |

77

- Crediti commerciali e altri crediti | (174,7) |  | (88,1) |
- Debiti commerciali e altri debiti | (172,0) |  | (86,9) |
- Variazione fondi rischi e oneri | (20,0) |  | (39,7) |
- Altre attività e passività | 247,1 |  | 353,1 |
di cui a dedurre Risconti per contributi allacciamento - incrementi | - |  | - |
di cui a dedurre Risconti per contributi allacciamento - utilizzi | (19,0) |  | - |
- Variazione fondo benefici ai dipendenti | (7,1) |  | (13,5) |
Dividendi, interessi e imposte sul reddito incassati (pagati): |  | (120,6) |  | (437,1)
- Dividendi incassati | 1,0 |  | 1,1 |
- Interessi incassati | 13,6 |  | 6,4 |
- Interessi pagati | (107,4) |  | (180,8) |
- Imposte sul reddito (pagate) rimborsate | (27,8) |  | (263,8) |
Flusso di cassa da attività operativa |  | 1.098,7 |  | 1.625,1
Investimenti tecnici: |  | (845,4) |  | (1.087,3)
- Immobili, impianti e macchinari | (33,5) |  | (43,0) |
- Attività immateriali | (811,9) |  | (1.044,3) |
- Contributi allacciamento incrementi | - |  | - |
- Variazione dei debiti relativi all’attività di investimento |  | 37,0 |  | (24,1)
- Altre variazioni |  | (1,9) |  | -
Disinvestimenti: |  | 27,6 |  | 5,2
- Immobili, impianti e macchinari | 3,3 |  | 3,0 |
- Attività immateriali | 11,2 |  | 1,1 |
- Cessione quote di partecipazioni di minoranza | - |  | 0,1 |
- Titoli | 11,0 |  | 1,0 |
- Imprese uscite dall'area di consolidamento e rami | 2,1 |  | - |
Free cash flow prima delle operazioni di Merger and Acquisition |  | 316,0 |  | 518,9
Imprese entrate nell'area di consolidamento |  | 19,8 |  | (2.062,8)
- Prezzo pagato per equity | (14,5) |  | (2.071,9) |
- Disponibilità liquide ed equivalenti da imprese entrate nell'area di consolidamento | 34,3 |  | 9,1 |
Acquisizione imprese, impianti e altre attività finanziarie |  | (77,9) |  | -
Free cash flow |  | 258,0 |  | (1.543,9)
Variazione dei debiti finanziari: |  | 228,6 |  | 1.069,2
- Variazione dei debiti finanziari a breve e a lungo termine | 227,9 |  | 1.067,8 |
- Disponibilità liquide ed equivalenti da imprese entrate nell’area di consolidamento | - |  | 1,4 |
- Crediti finanziari a medio e a lungo termine | 0,7 |  | - |
Rimborsi di debiti finanziari per beni in leasing |  | (34,1) |  | (46,7)
Apporto capitale da terzi |  | - |  | 1.023,0
Flusso di cassa del capitale proprio |  | (299,8) |  | (348,7)
Altre variazioni |  | - |  | (23,7)
Flusso di cassa dell'esercizio |  | 152,7 |  | 129,2

Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati di Italgas S.p.A. a quelli obbligatori
78
CONTO ECONOMICO RICLASSIFICATO

(milioni di €) |  | 2024 |  | 2025
Riferimento alle note di bilancio | Valori da schema obbligatorio | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato |  | Valori da schema obbligatorio | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato
Ricavi (da schema obbligatorio) |  | 85,3 |  |  |  | 126,7 |  |
- Proventi per personale distaccato | (nota 24) |  | (5,7) |  |  |  | (6,1) |
- Riaddebiti ticket |  |  | - |  |  |  | (6,9) |
- Riaddebiti orologi |  |  | - |  |  |  | (0,6) |
- Ricavi riaddebitati |  |  | - |  |  |  | (21,8) |
- Ricavi lavoro |  |  |  |  |  |  | (0,2) |
Ricavi totali (da schema riclassificato) |  |  |  | 79,6 |  |  |  | 91,0
Costi operativi (da schema obbligatorio) |  | (86,8) |  |  |  | (132,9) |  |
- Proventi per personale distaccato | (nota 24) |  | 5,7 |  |  |  | 6,1 |
- Riaddebiti ticket |  |  | - |  |  |  | 6,9 |
- Riaddebiti orologi |  |  | - |  |  |  | 0,6 |
- Ricavi riaddebitati |  |  | - |  |  |  | 21,8 |
- Ricavi lavoro |  |  |  |  |  |  | 0,2 |
Costi operativi (da schema riclassificato) |  |  |  | (81,1) |  |  |  | (97,3)
Margine operativo lordo (EBITDA) |  |  |  | (1,5) |  |  |  | (6,2)
Ammortamenti e svalutazioni |  | (2,7) |  | (2,7) |  | (3,2) |  | (3,2)
Utile operativo (EBIT) |  | (4,3) |  | (4,3) |  | (9,4) |  | (9,4)
Oneri finanziari netti |  | 3,6 |  | 3,6 |  | (37,9) |  | (37,9)
Proventi netti su partecipazioni |  | 428,2 |  | 428,2 |  | 396,6 |  | 396,6
Utile prima delle imposte |  | 427,6 |  | 427,6 |  | 349,2 |  | 349,2
Imposte sul reddito |  | (5,1) |  | (5,1) |  | 6,9 |  | 6,9
Utile (Perdita netta) |  | 422,5 |  | 422,5 |  | 356,1 |  | 356,1

SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA RICLASSIFICATA

(milioni di euro) |  | 31.12.2024 | 31.12.2025
(Dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) | Riferimento alle note di bilancio | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato
Capitale immobilizzato |  |  |  |  |
Immobili, impianti e macchinari |  |  | 12,3 |  | 10,5
Attività immateriali |  |  | 1,9 |  | 1,9
Partecipazioni, composte da: |  |  | 3.441,4 |  | 5.485,5
Partecipazioni | (nota 14) | 3.427,4 |  | 5.468,8 |
Altre Partecipazioni | (nota 8) | 14,0 |  | 16,7 |
Debiti netti relativi all'attività di investimento |  |  | (0,1) |  | (0,2)
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa |  |  | 4.514,4 |  | 5.447,5
Totale Capitale immobilizzato (da schema riclassificato) |  |  | 7.969,9 |  | 10.945,2
Capitale di esercizio netto |  |  |  |  |

79

Crediti commerciali |  |  | 76,2 |  | 75,6
Crediti tributari, composti da: |  |  | 86,7 |  | 51,8
- Attività fiscali correnti e non correnti | (nota 10) | 4,6 |  | 2,8 |
- Altre attività correnti e non correnti non finanziarie | (nota 11) | 79,7 |  | 35,3 |
- Crediti per Gruppo IVA | (nota 9) | 2,4 |  | 13,7 |
Altre attività |  |  | 5,4 |  | 2,3
Debiti commerciali |  |  | (19,9) |  | (26,9)
Fondi per rischi e oneri |  |  | (4,8) |  | (2,7)
Passività per imposte differite |  |  | (1,1) |  | 0,1
Debiti tributari, composti da: |  |  | (32,6) |  | (30,2)
- Passività fiscali correnti e non correnti | (nota 10) | (7,6) |  | (0,4) |
- Altre passività correnti e non correnti non finanziarie | (nota 18) | (2,1) |  | (2,8) |
- Debiti contr.ti per consolidato fiscale | (nota 17) | (14,9) |  | - |
- Debiti per Gruppo IVA | (nota 17) | (8,0) |  | (27,0) |
Altre passività |  |  | (12,7) |  | (15,4)
Totale Capitale di esercizio netto (da schema riclassificato) |  |  | 97,2 |  | 54,6
Fondi per benefici ai dipendenti |  |  | (8,4) |  | (8,2)
CAPITALE INVESTITO NETTO |  |  | 8.058,7 |  | 10.991,6
Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti |  |  | (1.961,9) |  | (3.003,5)
Indebitamento finanziario netto |  |  |  |  |
Debiti finanziari e obbligazionari, composti da: |  |  | (7.294,9) |  | (8.907,8)
- Passività finanziarie a lungo termine | (nota 16) | (5.930,2) |  | (8.262,1) |
- Quote a breve di debiti finanziari a lungo termine | (nota 16) | (631,3) |  | (166,3) |
- Passività finanziarie a breve termine | (nota 16) | (725,5) |  | (473,0) |
- Debiti finanziari ex IFRS 16 | (nota 16) | (7,9) |  | (6,4) |
Contratti derivati copertura Cash Flow Hedge, composti da: |  |  | 15,1 |  | 12,0
Contratti a breve termine | (nota 19) | 4,7 |  | 3,7 |
Contratti a lungo termine | (nota 19) | 10,4 |  | 8,3 |
Crediti finanziari e disponibilità liquide ed equivalenti, composti da: |  |  | 1.183,0 |  | 907,7
- Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | (nota 8) | 914,7 |  | 471,3 |
- Disponibilità liquide ed equivalenti | (nota 7) | 268,3 |  | 436,4 |
Totale Indebitamento finanziario netto (da schema riclassificato) |  |  | (6.096,8) |  | (7.988,1)
COPERTURE |  |  | (8.058,7) |  | (10.991,6)

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

(milioni di euro) | 2024 | 2025
Voci del rendiconto riclassificato e confluenze delle voci dello schema legale | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato | Valori parziali da schema obbligatorio | Valori da schema riclassificato
Utile netto |  | 422,5 |  | 356,1
A rettifica: |  |  |  |
Ammortamenti ed altri componenti non monetari: |  | 0,6 |  | 10,9

80

- Ammortamenti | 2,7 |  | 3,2 |
- Svalutazione partecipazione | - |  | - |
- Partite non monetarie (stock grant) | (2,1) |  | 7,7 |
Interessi, imposte sul reddito e altre variazioni: |  | (426,7) |  | (365,4)
- Interessi attivi e dividendi | (562,1) |  | (152,1) |
- Interessi passivi | 130,3 |  | 190,0 |
- Imposte sul reddito | 5,1 |  | (6,9) |
- Dividendi | - |  | (396,4) |
Variazione del capitale di esercizio relativo alla gestione: |  | (106,2) |  | 23,8
- Rimanenze | - |  | - |
- Crediti commerciali e altri crediti | (107,6) |  | 41,3 |
- Debiti commerciali e altri debit | 2,8 |  | (39,5) |
- Variazione fondi rischi e oneri | (0,9) |  | (2,1) |
- Altre attività e passività | 0,0 |  | 24,60 |
Variazione fondo benefici ai dipendenti | (0,5) |  | (0,5) |
Dividendi, interessi e imposte sul reddito incassati (pagati): |  | 443,7 |  | 432,7
- Dividendi e altri proventi da partecipazioni incassati | 428,2 |  | 396,5 |
- Interessi incassati | 106,0 |  | 125,6 |
- Interessi pagati | (89,4) |  | (136,1) |
- Imposte sul reddito (pagate) rimborsate | (1,1) |  | 46,7 |
Flusso di cassa da attività operativa |  | 333,9 |  | 458,1
Investimenti tecnici: |  | (2,5) |  | (1,3)
- Immobili, impianti e macchinari | (2,4) |  | (1,2) |
- Attività immateriali | (0,1) |  | (0,1) |
Partecipazioni |  | (30,0) |  | 0,0
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa |  | (333,8) |  | 0,0 |
Altre variazioni relative all'attività di disinvestimento |  | - 0,2 |  | (902,3) |
Free cash flow prima delle operazioni di Merger and Acquisition |  | (32,6) |  | (445,5)
Imprese entrate nell'area di consolidamento |  | 0,0 |  | (2.071,9)
di cui: |  |  |  |
prezzo pagato per equity al lordo disponibilità acquisite | 0,0 |  | (2.071,9) |
Free cash flow |  | (32,6) |  | (2.517,5)
Variazione dei debiti finanziari: |  | 383,1 |  | 2.017,6
- Variazione dei debiti finanziari a breve e a lungo termine | 358,8 |  | 1.574,1 |
- Disponibilità liquide ed equivalenti da imprese entrate nell’area di consolidamento |  |  |  |
- Crediti finanziari a medio e a lungo termine | 24,3 |  | 443,5 |
Rimborsi di debiti finanziari per beni in leasing |  | (2,3) |  | (1,9)
Apporto capitale da terzi |  |  |  | 999,4
Flusso di cassa del capitale proprio |  | (285,6) |  | (329,5)
Altre variazioni |  |  |  |
Flusso di cassa dell'esercizio |  | 62,6 |  | 168,1

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4.4 Altre informazioni
Azioni proprie
La società non detiene azioni proprie al 31 dicembre 2025.
Rapporti con parti correlate
Sulla base dell’attuale assetto proprietario di Italgas, ai sensi del paragrafo 9 dello IAS 24 le parti correlate di Italgas, sono rappresentate, oltre che da amministratori, sindaci, dirigenti con responsabilità strategiche e imprese collegate e a controllo congiunto del Gruppo, anche dalle imprese controllate (direttamente o indirettamente) da parte di CDP, incluso quindi l’azionista Snam, e dal Ministero dell’Economia e delle Finanze (MEF).
A seguito dell’entrata in vigore dell’art. 13, comma 1-bis, del decreto-legge n. 95/2025, così come convertito dalla legge 118/2025 e dell’art. 1, comma 268, legge di bilancio 2026, la Società ha modificato le proprie procedure interne ai fini della disciplina delle operazioni con parti correlate ai sensi dell’art. 2391-bis c.c.. La recente normativa entrata in vigore ha infatti sancito che non sussistono rapporti di correlazione per gli effetti di cui all'
articolo 2391-bis del codice civile
fra le pubbliche amministrazioni che non esercitano poteri di direzione e coordinamento e le società da queste ultime partecipate anche in modo indiretto.
L’informativa che segue è resa ai sensi dello IAS 24. Le operazioni con parti correlate intraprese dal Gruppo Italgas riguardano lo scambio di beni, la prestazione di servizi e, relativamente a CDP, la provvista di mezzi finanziari.
Questi rapporti rientrano nell’ordinaria gestione dell’impresa e sono generalmente regolati in base a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti. Tutte le operazioni attuate sono state compiute nell’interesse delle imprese del Gruppo Italgas.
CDP e CDP Reti consolidano Italgas ai sensi del principio contabile internazionale IFRS 10; inoltre CDP, con Consiglio di Amministrazione del 1° agosto 2019, ha riqualificato il rapporto partecipativo in Italgas S.p.A. come controllo di fatto ai sensi dell’art. 2359, comma 1, n. 2), del Codice civile e dell’art. 93 del TUF. Italgas non è soggetta ad attività di direzione e coordinamento da parte di CDP.
Alla data del 31 dicembre 2025 Italgas esercita attività di direzione e coordinamento nei confronti delle sue Controllate ex art. 2497 e ss. del Codice civile.
L’ammontare dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria con le parti correlate, la descrizione della tipologia delle operazioni più rilevanti, e l’incidenza delle stesse sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi di cassa, sono evidenziati nel paragrafo “Rapporti con parti correlate” delle Note al bilancio consolidato e al bilancio d’esercizio.
I rapporti con i dirigenti a responsabilità strategica (cosiddetti “Key Manager”) sono illustrati nel paragrafo “Costi operativi” delle Note al bilancio consolidato.
82
Andamento della gestione delle società controllate
Per le informazioni sull’andamento della gestione nell’attività in cui Italgas opera in tutto o in parte attraverso imprese controllate si rinvia ai paragrafi “Andamento operativo” e “Commento ai risultati economico – finanziari” della presente Relazione.
Sedi secondarie
In ottemperanza a quanto disposto dall’art. 2428 quarto comma del Codice civile, si attesta che Italgas non ha sedi secondarie.
Attività di ricerca e sviluppo
Le attività di ricerca e sviluppo svolte da Italgas non sono di importo rilevante. Per maggiori dettagli si rimanda alle note di Bilancio Consolidato.
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Di seguito si riepilogano sinteticamente le operazioni rilevanti intervenute dopo il 31 dicembre 2025. La Relazione Annuale Integrata è stata portata all’attenzione del Consiglio di Amministrazione della Società e ne è stata autorizzata la pubblicazione nei termini e con le modalità prescritte dalla legge. Pertanto, il presente documento non rileva eventi avvenuti successivamente a tale data.
Operazioni straordinarie e gare d’ambito
• Il 15 gennaio 2026 a Porto Tolle (RO) è entrato in funzione un nuovo impianto che collega il biometano prodotto dall’Azienda Agricola Canella Giancarlo alla rete Italgas.
Giuridico e regolatorio
• Con l’ordinanza pubblicata il 27 gennaio 2026 il TAR Friuli-Venezia Giulia ha respinto la richiesta cautelare di Italgas Reti volta a sospendere il bando di gara per la concessione del servizio di distribuzione gas nell’Ambito di Pordenone. Il Tribunale ha ritenuto insussistenti i rischi segnalati dalla società e ha escluso un pregiudizio grave e irreparabile, poiché i tempi del giudizio consentiranno una decisione di merito prima della scadenza per la presentazione delle offerte (3 giugno 2026). L’udienza pubblica per discutere il ricorso è fissata al 10 marzo 2026.
• Con la delibera n. 9/2026/R/gas, l’Autorità ha approvato gli importi a copertura degli extra-costi connessi all’estensione degli obblighi di verifica degli strumenti di misura sostenuti negli anni 2018 e 2019 dalle imprese di distribuzione che hanno presentato i conti annuali separati secondo il regime ordinario di separazione contabile.
• In data 20 febbraio è stato pubblicato sulla gazzetta ufficiale il “decreto bollette” (Decreto legge del 20 febbraio 2026 n. 21), il quale introduce introduce una serie di misure urgenti per contenere i costi dell’energia a favore di famiglie e imprese. Tra gli interventi figura l’incremento dell’IRAP del 2%, applicato ai grandi operatori del settore energetico, tra cui la distribuzione del gas. Questa misura è
83
stata pensata per reperire risorse utili a finanziare bonus e sconti sulle bollette, l’aumento dell’IRAP si configura come una “imposta energia” temporanea.
5. Andamento della gestione nei settori di attività
In coerenza con le modalità con cui il management esamina i risultati operativi di Gruppo e in conformità alle disposizioni del principio contabile internazionale IFRS 8 “Settori operativi”, il Gruppo Italgas ha individuato i seguenti settori operativi: “Distribuzione gas”, ”Servizio Idrico”, “Efficienza energetica” e “Corporate” 39 .
Più precisamente, il settore “Distribuzione gas” è riconducibile alle attività di distribuzione e misura del gas svolte dalle società del Gruppo sia in Italia sia in Grecia.
Il settore “Servizio Idrico” è costituito dall’insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di acqua a usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue.
Il settore “Efficienza energetica” si riferisce alle attività svolte in ambito energetico. Italgas, offre e realizza interventi di efficienza energetica ai propri clienti in ambito residenziale e industriale.
“Corporate” comprende i servizi svolti a favore di terzi dalla Capogruppo Italgas.
Di seguito la ripartizione per settore dei principali indicatori economici di performance:

(milioni di euro) | 2024 | 2025 | 2025* pro quota
Settore Distribuzione gas (regolati e non regolati) adjusted | 1.652,7 | 2.323,9 | 2.323,9
Settore Servizio Idrico adjusted | 94,7 | 95,4 | 199,0
Settore Efficienza energetica adjusted | 48,2 | 92,9 | 92,9
Corporate adjusted | 85,3 | 126,2 | 126,2
Elisioni infrasettore | (102,1) | (154,2) | (154,2)
Ricavi totali adjusted | 1778,8 | 2.484,2 | 2.587,8
Settore Distribuzione gas adjusted | 1.308,5 | 1.838,2 | 1.838,2
Settore Servizio Idrico adjusted | 39,7 | 37,5 | 65,1
Settore Efficienza energetica adjusted | 4,2 | 14,4 | 14,4
Corporate adjusted | (1,5) | (6,7) | (6,7)
EBITDA adjusted | 1350,9 | 1.883,4 | 1.911,1
Settore Distribuzione gas adjusted | 812,3 | 1.197,2 | 1.197,2
Settore Servizio Idrico adjusted | 12,3 | 7,6 | 20,5
Settore Efficienza energetica adjusted | 0,4 | 10,4 | 10,4
Corporate adjusted | (4,3) | (9,5) | (9,5)
EBIT adjusted | 820,7 | 1.205,9 | 1.218,8

39 Relativamente ai servizi svolti a terzi dalla Capogruppo Italgas, tenuto conto della residualità dei valori e delle elisioni, non viene data evidenza nel presente documento.
84
* Valori non soggetti a revisione contabile
85
5.1 Settore Distribuzione gas
Principali indicatori economici e finanziari
Nella seguente tabella si sintetizzano le principali voci di bilancio adjusted :

(milioni di euro) | 2024 | 2025
Ricavi totali adjusted (regolati e non regolati) | 1.652,7 | 2.323,9
EBITDA adjusted | 1.308,5 | 1.838,2
EBIT adjusted | 812,3 | 1.197,2

I ricavi totali adjusted del settore Distribuzione gas al 31 dicembre 2025 sono a pari a 2.323,9 milioni di euro (1.652,7 milioni di euro nel 2024), con un aumento di 671,2 milioni di euro derivante dal nuovo perimetro comprensivo di 2i Rete Gas. L’EBIT adjusted aumenta di 384,9 milioni di euro (+47,4% rispetto all’anno precedente), passando da 812,3 milioni di euro al 31 dicembre 2024 a 1.197,2 milioni di euro al 31 dicembre 2025.
Andamento operativo
Investimenti
Nel 2025 sono stati effettuati investimenti tecnici per un ammontare pari a 1.164,9 milioni di euro (850,4 milioni di euro nel 2024), di cui 67,9 milioni di euro relativi a investimenti contabilizzati ai sensi dell’IFRS 16, con la posa di ulteriori 960 km di condotte.

(milioni di euro) | 2024 | 2025 | Var.ass. | Var. %
Distribuzione | 538,7 | 730,9 | 192,2 | 35,7
Sviluppo e mantenimento Rete | 438,8 | 659,4 | 220,6 | 50,3
Nuove reti | 99,9 | 71,5 | (28,4) | (28,4)
Digitalizzazione | 242,9 | 287,6 | 44,7 | 18,4
Altri Asset | 99,7 | 112,7 | 13,0 | 13,0
Misura | 115,9 | 138,4 | 22,5 | 19,4
Processi | 27,3 | 36,5 | 9,2 | 33,7
- di cui effetto IFRS 16 | - | 10,7 | 10,7 | -
Altri investimenti | 68,8 | 146,4 | 77,6 | -
- di cui Real Estate | 20,8 | 37,2 | 16,4 | 78,8
- di cui ICT | 22,8 | 39,6 | 16,8 | 73,7
- di cui diritti d'uso e concessioni | 21,5 | 57,2 | 35,7 | -
| 850,4 | 1.164,9 | 314,5 | 37,0

Gli investimenti di distribuzione gas (730,9 milioni di euro) si incrementano del 35,7% euro rispetto al 2024 per effetto del nuovo perimetro derivante dall’acquisizione di 2i Rete Gas.
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Gli investimenti in digitalizzazione (287,6 milioni di euro) si incrementano del 18,4% rispetto al 2024, nonostante il graduale completamento del processo di digitalizzazione della rete della legacy Italgas, grazie all’avvio del piano di upgrade tecnologico dell’infrastruttura ex 2i Rete Gas.
Dati operativi

Principali dati operativi distribuzione gas | 2024 | 2025 | Var. Ass. | Var. %
Gruppo Italgas e partecipate (Italia e Grecia)
Contatori attivi (milioni)* | 8,020 | 12,867 | 4,847 | 60,4
Comuni in concessione per la distribuzione gas (nr)** | 2.099 | 4.338 | 2.239 | -
Comuni in concessione per la distribuzione gas in esercizio (nr)*** | 2.024 | 4.245 | 2.221 | -
Rete di distribuzione (chilometri) | 83.811 | 156.655 | 72.844 | 86,9
Gas vettoriato (milioni di metri cubi) | 8.188 | 11.409 | 3.221 | 39,3
Principali dati operativi distribuzione gas | 2024 | 2025 | Var. Ass. | Var. %
Gruppo Italgas (Italia e Grecia)
Contatori attivi (milioni)* | 7,867 | 12,714 | 4,847 | 61,6
Comuni in concessione per la distribuzione gas (nr)** | 2.038 | 4.277 | 2.239 | -
Comuni in concessione per la distribuzione gas in esercizio (nr)*** | 1.963 | 4.184 | 2.221 | -
Rete di distribuzione (chilometri) | 81.907 | 154.740 | 72.833 | 88,9
Gas vettoriato (milioni di metri cubi) | 7.929 | 11.160 | 3.231 | 40,7

* Il dato 2025 include i contatori attivi acquisiti del Gruppo 2i Rete Gas (+4.850 milioni).
** Il dato 2025 include i comuni acquisiti del Gruppo 2i Rete Gas (2.227 comuni, tutti in esercizio). ***Il dato 2025 include la rete di distribuzione acquisita del Gruppo 2i Rete Gas (+72.232 chilometri).
Quadro normativo e regolatorio
Regolazione tariffaria distribuzione gas – Italia
L’attività di distribuzione e misura del gas naturale è regolamentata dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA).
Il sistema tariffario prevede in particolare che i ricavi di riferimento per la formulazione delle tariffe siano determinati in modo da coprire i costi sostenuti dall’operatore e consentire un’equa remunerazione del capitale investito. Le categorie di costi riconosciute sono tre:
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• il costo del capitale investito netto ai fini regolatori RAB (Regulatory Asset Base) attraverso l’applicazione di un tasso di remunerazione dello stesso;
• gli ammortamenti economico – tecnici, a copertura dei costi di investimento;
• i costi operativi, a copertura dei costi di esercizio.
Di seguito sono riportati i principali elementi tariffari sulla base del quadro normativo (Delibera n. 570/2019/R/gas e s.m.i.):
La RAB delle società italiane incluse nel perimetro di consolidamento, risultante dall’applicazione dei criteri adottati dall’Autorità, con rifermento agli investimenti effettuati fino al 31 dicembre 2025, nell’ambito della definizione delle tariffe di riferimento, è pari a circa 14,7 miliardi di euro.
• La Delibera n. 570/2019/R/gas ha approvato la regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il quinto periodo di regolazione 2020-2025 e con la Delibera n. 737/2022/R/gas ha approvato l’aggiornamento infra-periodo della regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas, per il secondo semi-periodo 2023-2025 dell’attuale periodo regolatorio. Il periodo regolatorio è stato esteso alla fine del 2027 dalla delibera 221/2025/R/gas.
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• La Delibera n. 614/2021/R/com, ha approvato i criteri per la determinazione e l’aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito per i servizi infrastrutturali dei settori elettrico e gas per il periodo 2022-2027 (TIWACC 2022-2027). Il 2PWACC è diviso in due sub-periodi, ciascuno di durata triennale. Pur mantenendo una frequenza di aggiornamento triennale dei parametri relativi al contesto macroeconomico e fiscale, l’Autorità ha introdotto un meccanismo di aggiornamento annuale (almeno per il primo triennio) delle variabili macroeconomiche, qualora l’effetto cumulato dell’aggiornamento dei parametri comporti una variazione del WACC al di sopra di una soglia di 50 bps (basis point spread).
• Con la Delibera n. 513/2024/R/com, l’Autorità ha approvato l'aggiornamento dei parametri rilevanti ai fini della determinazione del tasso di remunerazione del capitale investito per il sub-periodo 2025- 2027, e del parametro beta asset, con riferimento ai servizi infrastrutturali dei settori elettrico e gas. Con riferimento al parametro beta, per il solo settore della distribuzione gas, l’Autorità ha ritenuto opportuno ridurre il valore fissandolo pari a 0,41 (contro il valore di 0,439 per il triennio 2022-2024). Il meccanismo di trigger è stato confermato anche per il sub-periodo 2025-2027 riducendo la soglia di attivazione del trigger, fissata con la delibera 614/2021/R/Com da 50 bps a 30 bps. Per il settore della distribuzione gas, la Delibera fissa il valore del WACC per l’anno 2025 pari al 5,9%.
• Con la Delibera n. 587/2024/R/gas, l’Autorità ha approvato le tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione, misura e commercializzazione del gas naturale per l’anno 2025. Tale Delibera prevede, inoltre, che per le tariffe dell’anno 2025 il tasso di variazione del deflatore degli investimenti fissi lordi, determinato sulla base dei criteri vigenti, sia fissato in misura pari a 0,30%, e che l’eventuale rideterminazione del tasso per la rivalutazione dei costi di capitale in esito al procedimento avviato con la Delibera n. 339/2024/R/com possa avere effetto già in sede di determinazione delle tariffe di riferimento definitive per l’anno 2025, prevista entro il 31 marzo 2026.
• Con la Delibera n. 221/2025/R/gas l'Autorità ha dato avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe e qualità dei servizi di distribuzione e misura del gas per il sesto periodo di regolazione e approvato la proroga del quinto periodo di regolazione gli anni 2026 e 2027, avviando il procedimento per valutare le modifiche al TUDG necessarie ai fini del prolungamento della validità della regolazione vigente per tali anni. Con la Delibera 532/2025, l’Autorità ha definito i criteri per la proroga al 2027 del V periodo regolatorio. Le principali novità includono l’azzeramento dell’X- factor applicato a tutte le voci di costo operativo riconosciuto, che rimarranno invariate in termini reali, la conferma delle regole per le gestioni d’ambito e la riduzione da 40 a 35 euro del contributo anticipato per le verifiche dei contatori di grandi dimensioni. Vengono inoltre confermati i criteri di gestione dei contributi storici e dei costi per gli smart meter, mentre le nuove categorie di investimenti legate al biometano saranno definite con un provvedimento successivo. Per la Sardegna resta valida anche nel 2026–2027 l’allineamento tariffario con l’Ambito Meridionale. Dal 2027, infine, le tariffe saranno aggiornate utilizzando l’indice IPCA Italia, basato sui dati e le previsioni più recenti della Banca d’Italia.
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• Con la Delibera n. 87/2025/R/gas l'Autorità ha approvato le disposizioni per l'ottemperanza alle sentenze del Consiglio di Stato in materia di tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas naturale, con particolare riferimento alla determinazione dei costi operativi riconosciuti per il periodo di regolazione 2020-2025, di cui alla Delibera n. 570/2019/R/gas. Nell’ambito della suddetta delibera, ARERA ha rimandato la rideterminazione delle tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione del gas per gli anni 2020, 2021, 2022 e 2023 a una successiva Delibera n. 98/2025/R/gas, approvata in data 18 marzo 2025 e ha inoltre stabilito che l’incremento dei costi operativi 2024 per effetto della Delibera n. 87/2025/R/gas sia recepito nelle tariffe definitive 2024.
• Con la Delibera n. 130/2025/R/com l'Autorità ha adottato disposizioni per la revisione dei criteri di rivalutazione dei costi di capitale per i servizi infrastrutturali dell'energia elettrica e del gas e ha definito i tassi di rivalutazione del capitale per i diversi servizi per gli anni 2024 e 2025.
• Italgas Reti ha impugnato con motivi aggiunti la Delibera n. 513/2024/R/com per mezzo della quale l’Autorità, previo aggiornamento, per il sub-periodo 2025-2027, dei parametri comuni a tutti i servizi regolati e previa revisione dei criteri di aggiornamento del parametro βasset (beta asset) per tutti i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas, ha aggiornato il WACC per l’anno 2025. Allo stato, si è in attesa della fissazione dell’udienza.
• Con la sentenza del 16 giugno 2025 il TAR ha respinto il ricorso proposto da Italgas Reti contro la Delibera 490/2024/R/gas, con cui, in esito ai controlli e alle verifiche ispettive a suo tempo effettuate, l’Autorità ha operato l’annullamento dei premi per la totalità degli impianti di Italgas Reti, pari a circa 24 milioni di euro, già recepita nel bilancio consolidato 2024. Contestualmente, il TAR ha accolto il ricorso di Italgas Reti alla Delibera 108/2024/S/gas, annullando le penali comminate per il mancato aggiornamento delle procedure operative alla regolazione e alle norme tecniche vigenti di cui alla RQDG 2020/2025. L’ARERA ha notificato appello al Consiglio di Stato avverso questa parte della sentenza, mentre Italgas Reti si è costituita nel suddetto appello nonché ha promosso ricorso in appello avverso la parte della sentenza che ha invece respinto il ricorso proposto da Italgas Reti contro la Delibera 490/2024/R/gas. In data 27 gennaio 2026 si è tenuta l’udienza di discussione di entrambi gli appelli e si è in attesa della pubblicazione delle sentenze.
• Il 1° luglio 2025, con la Delibera 274/2025/R/Gas, l’Autorità ha approvato tariffe di riferimento provvisorie per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2025.
• Con sentenza pubblicata il 3 luglio 2025, il TAR Lombardia ha in parte respinto e in parte dichiarato inammissibili i ricorsi proposti da Italgas Reti per l’annullamento dei provvedimenti adottati dall’Autorità in merito alle istanze di riconoscimento dei costi per il servizio di misura del gas naturale, relativi ai sistemi di telelettura/telegestione e ai concentratori per gli anni 2017, 2018 e 2019 e per gli anni 2011- 2016. Con sentenza pubblicata il 14 luglio 2025, il TAR Lombardia ha dichiarato inammissibile anche l’analogo ricorso proposto da Toscana Energia. Le sentenze sfavorevoli sopra citate sono state impugnate da Italgas Reti e Toscana Energia con ricorsi al Consiglio di Stato. Per entrambi i ricorsi
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in appello si è tenuta l’udienza di discussione il 27 gennaio 2026 e si è in attesa della pubblicazione delle decisioni.
• L’8 luglio 2025, con la Delibera n. 321/2025/R/gas l'Autorità ha definito il nuovo tetto al riconoscimento dei costi di capitale relativi al servizio di distribuzione nelle località in avviamento, rappresentato da una soglia massima in termini di spesa per utente servito (espressa a prezzi 2017) pari a: i) 8.700 euro/pdr, per le località montane in zona climatica F, di cui all'articolo 23, comma 4-bis, del decreto legislativo n. 164/00, ii) 11.800 euro/pdr, per le località ex delibera CIPE 5/2015, di cui all'articolo 23, comma 4-bis, del decreto legislativo n. 164/00 e iii) 5.250 euro/pdr, per le altre località, diverse da quelle di cui sopra.
• In data 2 maggio 2025, Italgas Reti ha presentato ricorso presso il TAR Veneto, per l’annullamento, previa sospensione, del bando di gara e dei relativi allegati, di tutta la documentazione di gara nell’Ambito territoriale VICENZA 2 – Nord – Est, nonché di ogni altro atto e/o provvedimento preordinato, conseguente e/o connesso allo stesso, con udienza fissata inizialmente al 21 maggio 2025 per il giudizio cautelare e poi all’8 ottobre 2025 per la discussione nel merito. Successivamente alla presentazione del ricorso, la Stazione appaltante ha sospeso la gara per aggiornare la documentazione, prorogando il termine per l’invio delle offerte al 2 luglio 2026. A seguito della pubblicazione della documentazione aggiornata, è stato notificato ricorso per motivi aggiunti per contestare in particolare uno dei sub-criteri di aggiudicazione relativi all’offerta tecnica. Il TAR Veneto ha fissato l’udienza di discussione per il 15 aprile 2026.
• In data 6 novembre 2025 è stato notificato da parte di Italgas Reti ad ARERA appello avverso la sentenza con cui il TAR di Milano aveva respinto il ricorso avverso la delibera n. 386/2022 sul tema del “delta in-out” dichiarandolo inammissibile per carenza di interesse. Al momento non è stata fissata l’udienza di discussione.
• In data 22 dicembre 2025, è stato notificato ad Italgas Reti S.p.A. da parte dell’Autorità Garante per la Protezione dei Dati Personali l’avvio di un procedimento ai sensi dell’art.166, comma 5, del Codice in materia di protezione dei dati personali (D. Lgs. 30 giugno 2003, n. 196 come modificato dal D. Lgs. 101/2018) e 12 del Regolamento del Garante n. 1/2019. Sono attualmente in corso le attività istruttorie.
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Regolazione tariffaria – Grecia
Le licenze possedute dal distributore del Gruppo Enaon si estendono su tutto il territorio greco.
La scadenza e il rinnovo delle licenze della distribuzione del gas nella Repubblica Ellenica sono disciplinati dalla legge greca sull’energia, parzialmente modificata (i.e. articoli 2, 80Γ e 88) dalla Legge n. 4812/2021, emanata il 30 giugno 2021. Secondo tale emendamento, la durata della licenza è fissata in almeno venti anni e può essere estesa a trenta ulteriori anni alla scadenza della licenza originaria, a seguito di domanda del titolare della licenza stessa. In tal caso, il titolare della licenza deve presentare richiesta di estensione un anno prima della scadenza (31 dicembre 2043). Il rinnovo avviene attraverso un “atto con effetto dichiarativo” emanato da parte dalla Regulatory Authority for Energy (RAE), il regolatore greco, ai sensi degli artt. 5-9-13- 16 del Regulation of Natural Gas Permits (Decision of the Minister n. 178065/2018, pubblicata in Gazzetta 3430/2018). Con legge 4951-2022 (Art. 134) è stata, inoltre, introdotta la previsione di un rimborso, a beneficio del gestore uscente, del valore residuo dei propri asset, pari al valore della RAB 40 al termine della licenza maggiorata di un premio di almeno il 15%. La Legge 5037 ΦEK A 78 del 29 marzo 2023 ha rinominato l'Autorità di regolamentazione dell'energia in Autorità di regolamentazione dei rifiuti, dell'energia e dell'acqua (RAEWW) e ha ampliato il suo ambito con responsabilità sui servizi idrici e sulla gestione dei rifiuti urbani. L’attività di distribuzione e misura del gas naturale in Grecia è regolamentata dalla RAEWW: tra le sue funzioni vi sono la determinazione e l’aggiornamento delle tariffe, nonché la predisposizione delle regole per l’accesso alle infrastrutture e per l’erogazione dei relativi servizi (es. Distribution Code - Decisione RAE 589/2016). Con decisione E-14/2024, la RAEWW ha reso noto il WACC da applicare sulla RAB per i DSO del Gruppo Enaon, fissandolo all’8,38% per gli anni 2024, 2025 e 2026 (rispetto all’8,57% del 2023). La decisione è stata presa in conformità alle disposizioni dell'articolo 260 della Legge 5037/2023. La durata di un periodo di regolazione tariffario è fissata in quattro anni: il periodo di regolazione in corso alla chiusura dell’esercizio è quello relativo agli anni 2023 – 2026. In particolare, la regolazione greca prevede che, antecedentemente all’inizio di ogni periodo di regolazione, l’operatore presenti all’Autorità, per approvazione, il Piano di Sviluppo e il Business Plan per il successivo periodo di regolazione sulla cui base sono determinate le relative tariffe di distribuzione e i ricavi regolati dell’operatore per il relativo periodo. Nel caso si producano differenze tra le ipotesi formulate nel Piano di Sviluppo e nel Business Plan rispetto ai dati consuntivati nel periodo di riferimento, si genera uno scostamento dei ricavi effettivi rispetto a quelli regolati: tale scostamento (definito “recoverable difference”), positivo o negativo, viene considerato nella definizione dei ricavi regolati del periodo regolatorio successivo e verrà quindi recuperato o restituito all’interno delle tariffe dei successivi quattro anni. Per venire incontro all’esigenza di non porre in capo ai (soli) clienti finali collocati in aree svantaggiate con limitati sviluppi infrastrutturali i costi del servizio di distribuzione e misura, l’Autorità, con Decisione n. 485/22 art. 20 ha previsto la possibilità di socializzare la eventuale recoverable difference fra tutte le società di distribuzione appartenenti al medesimo Gruppo societario. Con Decisione E-257/2024, la RAEWW ha rivisto la struttura delle tariffe applicate da Enaon EDA per l’attività di distribuzione del gas naturale, prevedendo, a decorrere dal 1° dicembre 2024, la progressiva applicazione di una tariffa unica per le medesime categorie di utenze servite
40 Valore dell’immobilizzato netto degli asset al netto dei contributi, degli interessi capitalizzati, dei ricavi relativi ai contributi di allacciamento e/o da utenti e di tutti i costi relativi alla progettazione. A incremento della RAB una percentuale del Working Capital calcolata parametricamente.
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sull’intero territorio gestito. Le tariffe riferite agli anni 2025 e 2026 del periodo regolatorio 2023-2026, saranno determinate utilizzando l'ultima variazione percentuale disponibile dell'indice medio annuo dei prezzi al consumo ( IPC ) pubblicato dall'Autorità statistica ellenica.
Il sistema tariffario prevede in particolare che i ricavi di riferimento per la formulazione delle tariffe siano determinati in modo da coprire i costi sostenuti dall’operatore e consentire un’equa remunerazione del capitale investito. In particolare, sono identificate le seguenti componenti tariffarie:
• il costo del capitale investito netto ai fini regolatori RAB (Regulatory Asset Base) attraverso l’applicazione di un tasso di remunerazione (WACC); il WACC è nominale pre-tasse e viene definito ex ante per il periodo regolatorio;
• gli ammortamenti economico – tecnici, a copertura dei costi di investimento;
• i costi operativi, a copertura dei costi di esercizio, definiti per il periodo regolatorio successivo, non sono ri-verificati a consuntivo; in tal modo l’operatore può trattenere l’efficienza ottenuta nel corso del periodo regolatorio;
• sono scorporati i ricavi addizionali ottenuti da attività diverse dalla distribuzione gas;
• la recoverable difference definita dallo scostamento tra i ricavi regolati (calcolati a consuntivo) e i ricavi ottenuti da fatturazione;
• i costi di connessione (connection fee) possono essere sostenuti dall’operatore di distribuzione e, in tal caso, considerati ai fini della determinazione della RAB se il tasso di penetrazione dell’operatore è basso (lett. K) point XIII Decisione RAE 328/2016 - Approval of the pricing regulation).
Di seguito si riportano i principali elementi della regolazione tariffaria e il relativo calendario di riferimento:
La RAB della società della distribuzione greca, risultante dall’applicazione dei criteri adottati dall’Autorità regolatoria locale, con rifermento agli investimenti effettuati fino al 31 dicembre 2025, è pari a circa 0,9 miliardi di euro.
Di seguito sono riportate le tempistiche definite dalla regolazione tariffaria:
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La RAEWW ha rivisto la struttura delle tariffe applicate da Enaon EDA per l’attività di distribuzione del gas naturale, prevedendo, a decorrere dal 1° dicembre 2024, la progressiva applicazione di una tariffa unica per le medesime categorie di utenze servite sull’intero territorio gestito. Le tariffe riferite all’anno 2025 sono state determinate utilizzando la variazione percentuale dell'indice medio annuo dei prezzi al consumo ( IPC ), pubblicata dall'Autorità statistica ellenica e pari al 2,8%.
La RAEWW ha approvato il Piano di Sviluppo di Enaon EDA per il periodo 2025-2029.
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Territori comunali in concessione e gare per ambito territoriale 41
Nella figura di seguito riportata è rappresentata la presenza in Italia del Gruppo Italgas 42 . Alla data del 31 dicembre 2025, per effetto del quadro normativo che prevede l’affidamento del servizio di distribuzione gas con gare per ambito territoriale (e non per singolo comune), risultano pubblicati 50 bandi di gara.
Dei 50 bandi di gara, ad oggi pubblicati:
(i) TORINO 3 – Sud Ovest, MASSA CARRARA, COMO 1 – Triangolo Lariano e Brianza Comasca, BERGAMO 3 – Dintorni ad Ovest di Bergamo, BRESCIA 1 – Nord – Ovest, BERGAMO 2 – Nord – Est, MILANO 4 – Provincia Nord–Est e MILANO 3 – Provincia Sud; VENEZIA 1 – Laguna Veneta, ALESSANDRIA 2 – Centro e GENOVA 2 – Provincia, annullati con sentenze dei TAR e/o del Consiglio di Stato;
(ii) MONZA e BRIANZA 2 – Ovest, LUCCA, TRIESTE, MONZA e BRIANZA 1 – Est, VERONA 2 – Pianure Veronesi, PRATO, CREMONA 2 – Centro e CREMONA 3 – Sud aggregati, VARESE 2 – Centro, UDINE 1 – Nord, UDINE 3 – Sud e VICENZA 3 – Valli dell’Astico, Leogra e Timonchio, aggiudicati con determinazione delle rispettive stazioni appaltanti;
(iii) TORINO 2 – Impianto di Torino, VALLE D’AOSTA, BELLUNO, TORINO 1 – Città di Torino, LA SPEZIA, CATANZARO – CROTONE e TORINO 5 – Nord – Est, aggiudicati ufficialmente a Italgas Reti;
(iv) BIELLA, per il quale sono in corso le procedure di aggiudicazione a Italgas Reti.
In Grecia, al 31 dicembre 2025, Italgas possiede la titolarità delle licenze di distribuzione di gas naturale della società operativa Enaon EDA pari a 145 municipalità, di cui 115 in esercizio.
41 Per maggiori informazioni in merito alla regolazione afferente agli affidamenti del servizio di distribuzione gas e relativi bandi di gara d’ambito si veda lo specifico paragrafo del capitolo “Quadro normativo e regolatorio”.
42 In azzurro è rappresentata l’area in cui Italgas esercita il controllo, in colore arancione quella relativa alle società partecipate non controllate.
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5.2 Settore Servizio Idrico
Principali indicatori economici e finanziari
Di seguito si sintetizzano le principali voci di bilancio. Inoltre, al fine di fornire una più ampia rappresentazione del business, viene esposta la colonna relativa al 2025* nella quale si evidenziano i dati delle società operative Acqualatina e Siciliacque in ottica di consolidamento pro quota (2025* pro quota) 43 .

(milioni di euro) | 2024 | 2025 | 2025* pro quota
Ricavi totali adjusted | 94,7 | 95,4 | 199,0
EBITDA adjusted | 39,7 | 37,5 | 65,1
EBIT adjusted | 12,3 | 7,6 | 20,5
Utile netto di Gruppo adjusted | 14,9 | 11,0 | 11,0

* Valori non soggetti a revisione contabile
Andamento operativo
Nella seguente tabella si sintetizzano i principali dati operativi di settore:

Principali dati operativi settore servizio idrico | 2024 | 2025 | Var.ass. | Var. %
Gruppo Italgas e partecipate
Clienti serviti direttamente e indirettamente (milioni) | 6,3 | 6,3 | - | -
Rete di distribuzione idrica gestita (chilometri) | 8.982 | 8.982 | - | -

Quadro normativo e regolatorio
L’insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di acqua a usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue, compresi i servizi di captazione adduzione e i servizi di depurazione, che fanno parte del Servizio Idrico, sono regolamentati dall’ARERA in virtù dell’art. 21, commi 13 e 19, del decreto- legge 201/11. Tra le funzioni di regolazione e controllo dei servizi idrici vi sono la determinazione e l’aggiornamento delle tariffe, nonché la predisposizione delle regole a garanzia delle condizioni di efficienza e qualità dei servizi erogati e della tutela degli interessi di utenti e consumatori.
Il sistema tariffario prevede che la competenza della presentazione delle proposte tariffarie all’Autorità sia dell’Ente di Governo dell’Ambito territoriale ottimale (EGA), il quale provvede all’approvazione dei dati e dei documenti predisposti dal soggetto gestore.
43 Oltre alle società Acqualatina e Siciliacque, vengono incluse le società consolidate integralmente (Nepta, Idrolatina, Idrosicilia e Acqua Campania). Invece, nella tabella del conto economico riclassificato, il risultato di Acqualatina e Siciliacque è incluso tra i proventi netti da partecipazioni.
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Per il quarto periodo di regolazione (2024-2029), l’Autorità ha adottato il Metodo Tariffario Idrico MTI-4, introdotto dalla Delibera n. 639/2023/R/idr del 28 dicembre 2023.
Di seguito si riportano i principali elementi della regolazione tariffaria:
La RAB pro quota di settore, risultante dall’applicazione dei criteri adottati dall’Autorità, con rifermento agli investimenti effettuati fino al 31 dicembre 2025, nell’ambito della definizione delle tariffe di riferimento, comprensiva delle società collegate, è pari a circa 0,3 miliardi di euro.
Ai ricavi vincolati riconosciuti dal metodo al gestore (VRG), concorrono le seguenti componenti:
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Con la Delibera n. 639/2023/R/IDR, del 28 dicembre 2023, l’Autorità ha approvato il metodo tariffario idrico per il quarto periodo regolatorio 2024-2029 (MTI-4), definendo le regole per il calcolo dei costi ammessi al riconoscimento in tariffa.
Con la Delibera n. 358/2024/R/idr del 10 settembre 2024, l’Autorità ha avviato un procedimento per la determinazione d'ufficio del moltiplicatore tariffario per le gestioni del servizio idrico che ricadono nelle casistiche specificate al comma 5.8 della Delibera 639/2023/R/idr. Con tale provvedimento è stato inoltre conferito mandato alla Direzione Tariffe e Corrispettivi Ambientali di procedere alla diffida degli Enti di governo dell’ambito o degli altri soggetti competenti in caso di inosservanza dei propri obblighi di aggiornamento della predisposizione tariffaria a seguito di istanza del gestore, ai sensi del comma 5.6 della deliberazione 639/2023/R/IDR. Il 12 settembre 2024, l'Autorità ha pertanto diffidato sia l'Ente Idrico Campano (EIC) che la Regione Siciliana ad adempiere entro i successivi 30 giorni, facendo seguito alla presentazione di istanza di aggiornamento tariffario da parte di Nepta e Siciliacque ai rispettivi Enti di Governo d'Ambito e all’Autorità. Decorso tale termine, i due Enti hanno richiesto all’Autorità del tempo ulteriore per valutare gli schemi regolatori proposti dalle Società per il periodo 2024-2029, evidenziando gli elementi che non consentirebbero loro di procedere con l’approvazione tariffaria. I gestori sono in attesa di pronuncia da parte dell’Autorità a seguito dei riscontri formalmente trasmessi sia dall’EIC che dalla Regione Siciliana alle diffide ricevute. Invece, per quanto concerne Acqua Campania e Acqualatina, l’Ente di Governo d’Ambito ha già provveduto ad approvare le tariffe relative all’MTI-4.
Con la Delibera n. 570/2024/R/IDR del 17 dicembre 2024, l’Autorità ha individuato il mix teorico di acquisto per la definizione del costo di riferimento dell’energia elettrica ai fini del calcolo dei conguagli afferenti all’energia elettrica per l’anno 2027, secondo quanto previsto dal Metodo Tariffario Idrico MTI-4.
Con la delibera n. 582/2025/R/IDR del 23 dicembre 2025, l’Autorità ha approvato i criteri per il primo aggiornamento biennale delle predisposizioni tariffarie del servizio idrico, ai sensi del metodo tariffario per il quarto periodo regolatorio MTI-4. In particolare, l’Autorità ha definito: gli adeguamenti monetari per l’aggiornamento dei costi operativi, dei costi delle immobilizzazioni e del limite di crescita annua del moltiplicatore tariffario; le modalità per procedere con l’aggiornamento dei costi operativi e delle componenti a conguaglio, secondo criteri di promozione dell’efficienza; le misure finalizzate ad assicurare il coordinamento tra la regolazione tariffaria e la disciplina dello schema tipo di bando di gara (ai sensi della delibera 347/2025/R/idr).
Concessioni
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Al 31 dicembre 2025 Nepta gestisce il servizio relativo all’acquedotto di 5 Comuni della Provincia di Caserta: Caserta, Baia e Latina, Casaluce, Galluccio e Roccaromana. Le concessioni sono scadute naturalmente nel corso del 2020 e 2021, pertanto, la gestione si estende, in regime di prorogatio, sino all’affidamento della stessa al nuovo Gestore del Servizio Idrico nel Distretto di Caserta.
Acqua Campania gestisce la concessione della Campania occidentale di Napoli e Caserta relativa all’attività di captazione, potabilizzazione, adduzione e trasporto di acqua potabile destinata alle società di distribuzione idrica. Per la Società, la concessione, giunta a scadenza, è stata ulteriormente prorogata al 31 dicembre 2026.
La società collegata Acqualatina è il gestore del Servizio Idrico nel territorio dell’ATO4 Lazio Meridionale – Latina con un territorio gestito pari a 38 Comuni.
La società collegata Siciliacque è la concessionaria del servizio quarantennale di captazione, accumulo, potabilizzazione e adduzione nella Regione Sicilia.
5.3 Settore Efficienza Energetica
Principali indicatori economici e finanziari
Nella seguente tabella si sintetizzano le principali voci di bilancio adjusted:

(milioni di euro) | 2024 | 2025
Ricavi totali adjusted | 48,2 | 92,9
EBITDA adjusted | 4,2 | 14,4
EBIT adjusted | 0,4 | 10,4

I ricavi totali adjusted del settore Efficienza Energetica, pari a 92,9 milioni di euro al 31 dicembre 2025, aumentano di 44,7 milioni di euro grazie all’apporto dei nuovi progetti di efficientamento energetico, sviluppati nel corso dell’esercizio nell’ambito dei nuovi schemi di incentivazione (superbonus ed ecobonus).
Quadro normativo
Il business del “Superbonus” si è sviluppato per effetto degli incentivi fiscali previsti dal legislatore che, attraverso il meccanismo della “cessione del credito d’imposta” ovvero dello “sconto in fattura”, hanno agevolato l’accesso ai clienti finali (principalmente condomini) a tali interventi di efficientamento, mediante i suddetti meccanismi di incentivazione fiscale.
Con il DL n. 11/2023 è successivamente stato introdotto un generalizzato divieto di esercizio delle opzioni di sconto in fattura e cessione del credito d’imposta derivante dai bonus edilizi, con deroghe previste per gli IACP (Istituti Autonomi Case Popolari), Onlus e condomini nei quali la CILA e la Delibera assembleare risultino presentate e adottate prima del 17 febbraio 2023. In data 31/12/2023, inoltre, è terminato il Superbonus 110% ed è entrato in vigore un meccanismo secondo il quale le prestazioni fatturate nel 2024 potranno godere di un
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meccanismo di incentivazione fiscale 70/30 (dove il credito fiscale corrisponde al 70% della spesa e il condominio paga il residuo 30%), mentre quelle fatturate nel 2025 beneficeranno di un meccanismo di incentivazione fiscale 65/35 per tutti gli edifici residenziali non rientranti nella proroga del 110% (ONLUS e aree sismiche).
6. Evoluzione prevedibile della gestione
Nei prossimi anni, il Gruppo si prepara a consolidare il proprio ruolo di leader nella distribuzione del gas attraverso una gestione sempre più orientata all’innovazione digitale, alla sostenibilità e all’efficienza operativa.
L’acquisizione di 2i Rete Gas ha richiesto e richiederà una revisione dei modelli operativi, con particolare attenzione alla digitalizzazione dei processi e all’ottimizzazione dei costi. Il Gruppo continuerà a investire in tecnologie smart per la gestione delle reti, puntando su automazione, monitoraggio da remoto e analisi predittive. Queste strategie si inseriscono in un percorso di crescita che vede Italgas impegnata a promuovere l’efficienza energetica anche attraverso programmi di formazione e aggiornamento delle competenze del personale, favorendo così una cultura aziendale orientata al cambiamento e alla flessibilità. Inoltre, l’attenzione verso la ricerca e lo sviluppo rappresenta un elemento chiave per la sperimentazione di soluzioni innovative, in linea con le best practice internazionali e con le direttive europee in materia di sostenibilità ambientale e riduzione delle emissioni.
In tale contesto, l’adozione crescente di soluzioni basate su Intelligenza Artificiale rappresenta un fattore abilitante per il miglioramento della qualità del servizio, la riduzione dei costi operativi e l’efficienza. L’AI è progressivamente integrata nei sistemi di gestione delle reti, permettendo l’ottimizzazione dei flussi energetici
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– che integreranno quote incrementali di molecole green (biometano, idrogeno e metano sintetico) – e l’anticipazione di guasti o anomalie, contribuendo così all'aumento della resilienza infrastrutturale e della sicurezza della rete. Il rafforzamento delle partnership strategiche con realtà tecnologiche e industriali di rilievo consentirà inoltre di accelerare l’implementazione di progetti innovativi e di ampliare l’offerta di servizi ai clienti finali.
In sintesi, il futuro del Gruppo Italgas sarà caratterizzato da un’integrazione industriale, da un forte impulso all’innovazione digitale e da un impegno concreto verso la sostenibilità. L’attenzione costante alle esigenze dei territori serviti, la capacità di adattarsi alle evoluzioni normative e la volontà di investire in soluzioni a basso impatto ambientale, rappresentano le basi su cui Italgas intende costruire una crescita solida e responsabile, un approccio che privilegia la qualità, la sicurezza e la visione di lungo periodo, in linea con le migliori pratiche internazionali e con le aspettative di un Gruppo sempre più orientato alla transizione ecologica.
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7. Dichiarazione Consolidata di Sostenibilità
7.1 Informazioni generali
ESRS 2 - Informazioni generali
Criteri generali per la redazione delle dichiarazioni sulla sostenibilità e informativa in relazione a circostanze specifiche (BP-1, BP-2)
Nella presente Dichiarazione consolidata di sostenibilità (Dichiarazione) il perimetro di consolidamento è il medesimo di quello utilizzato per il bilancio economico-finanziario, consultabile al capitolo Relazione sulla Gestione – Nota Metodologica 44 .
Relativamente alla società 2i Rete Gas, i valori sono rendicontati a partire dalla data di primo consolidamento (1° aprile 2025) 45 . L’effetto delle operazioni di acquisizione e delle conseguenti variazioni di perimetro ha determinato modifiche rilevanti rispetto all’esercizio 2024; tali variazioni sono puntualmente evidenziate e commentate nelle relative disclosure.
Con riferimento alla società Acqua Campania, si ricorda che i valori vengono rendicontati a partire dalla data di primo consolidamento (30 gennaio 2024).
In conformità con le modifiche normative in materia di rendicontazione sulla sostenibilità, introdotte dal D. Lgs. 125/2024 per l'attuazione della Corporate Sustainability Reporting Directive 2022/2464/EU (CSRD), la struttura e i contenuti della presente Dichiarazione riflettono l’evoluzione del quadro regolatorio di riferimento e sono in linea di continuità con l’impostazione adottata nell’esercizio precedente 46 . Dove rilevanti, nella Dichiarazione sono riportate anche le informazioni relative alla catena del valore, descritta in SBM-1 . Nello specifico si vedano:
• ESRS 2 IRO-1 e ESRS 2 SMB-3;
• tutti i Minimum Disclosure Requirement (MDR) relativi agli impatti rilevanti, in particolare gli standard S2 e S3 che fanno riferimento ad attori della catena del valore;
44 Con riferimento agli aspetti ambientali rendicontati, è esclusa dal consolidamento la società soggetta a controllo operativo Metano S.Angelo Lodigiano poiché non risulta avere impatti ambientali rilevanti.
45 Si veda il paragrafo “Aggregazioni aziendali” delle note di commento al Bilancio consolidato.
46 Il Gruppo non si è avvalso dell'opzione di omettere specifiche informazioni relative a temi di proprietà intellettuale, know-how o di innovazione; né dell’esenzione dalla comunicazione di informazioni concernenti gli sviluppi imminenti o le questioni oggetto di negoziazione, a norma dall'articolo 19 bis, paragrafo 3, e dell'articolo 29 bis, paragrafo 3, della direttiva 2013/34/UE.
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• le descrizioni qualitative richieste dai Disclosure Requirement (DR) E1-1 e E5-4, nonché la descrizione dei materiali procurati riportata nel DR E5-5, che presentano informazioni relative alla catena del valore;
• i data point quantitativi che comprendono anche dati relativi alla catena del valore, rappresentati dalle emissioni GHG Scope 3 47 , rendicontate nel DR E1-6.
Nella Dichiarazione sono inclusi KPI e dati economici forward-looking che per loro natura hanno un grado di incertezza. In particolare, i dati relativi a CapEx e OpEx futuri per la gestione delle tematiche di sostenibilità si basano sulle assunzioni del piano strategico di Gruppo, che ha un orizzonte temporale di 7 anni. Tra questi, sono inclusi i dati relativi al piano di transizione, ovvero il contributo in termini quantitativi alla riduzione delle emissioni di CO 2 delle singole leve, nonché i relativi importi economici a supporto delle stesse.
Le informazioni parzialmente soggette al processo di stima riguardano le emissioni di Scope 3, i dati sui materiali in ingresso e i volumi fatturati, utili al calcolo delle perdite idriche (vedasi paragrafi E1-6, E5-4, Perdite idriche per specifiche sulle metodologie di calcolo).
Eventuali affinamenti metodologici rispetto l’anno precedente sono opportunamente segnalati nel documento nelle rispettive disclosure (vedasi paragrafi E1-5 ed E1-6).
Per la redazione della Dichiarazione, il Gruppo ha stabilito i seguenti orizzonti temporali: breve termine fino a un anno, medio termine fino a 5 anni e lungo termine oltre i 5 anni.
Ruolo degli organi di amministrazione, direzione e controllo e Informazioni fornite agli organi di amministrazione, direzione e controllo dell'impresa e questioni di sostenibilità da questi affrontate (GOV-1, GOV-2)
Il Consiglio di Amministrazione di Italgas S.p.A. attualmente in carica è composto da 9 Amministratori, di cui 1 Amministratore esecutivo, e 8 Amministratori non esecutivi, tra cui il Presidente senza deleghe gestionali. Di seguito si riporta la composizione del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale 48 .
Consiglio di Amministrazione

Criterio | 2024 | 2025
Categoria | Numero e % Consiglieri | Categoria | Numero e % Consiglieri

47 Per quest’ultimo sono state utilizzate sia fonti dirette sia indirette di calcolo: il 69% delle emissioni Scope 3 è stato calcolato tramite l'accesso diretto a dati relativi a consumi ed emissioni dei fornitori, mentre il restante 31% è stato calcolato tramite un approccio spend-based basato su fattori emissivi settoriali.
48 Considerando congiuntamente i membri dei due organi, 6 componenti su 12 (50%) sono di genere femminile.
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Diversità di genere | Genere femminile | 4 (45%) | Genere femminile | 4 (45%)
Genere maschile | 5 (55%) | Genere maschile | 5 (55%)
Diversità di età | 46-52 anni | 3 (33%) | 38-46 anni | 4 (45%)
53-60 anni | 3 (33%) | 47-59 anni | 3 (33%)
61-68 anni | 3 (33%) | 60-65 anni | 2 (22%)
Diversità di anzianità in carica | 1° mandato | 7 (77%) | 1° mandato | 6 (67%)
2° mandato | 1 (11%) | 2° mandato | 2 (22%)
3° mandato | 1 (11%) | 4° mandato | 1 (11%)
Requisiti di indipendenza | Indipendenti 49 | 5 (55%) | Indipendenti 50 | 6 (67%)
Non indipendenti | 4 (45%) | Non indipendenti | 3 (33%)
Provenienza geografica | Italia | 8 (89%) | Italia | 8 (89%)
Cina | 1 (11%) | Cina | 1 (11%)

Collegio sindacale, composto da 3 Sindaci effettivi e 2 Sindaci supplenti

Criterio | 2024 | 2025
Categoria | Numero e % Sindaci | Categoria | Numero e % Sindaci
Diversità di genere | Genere femminile | 3 51 (60%) | Genere femminile | 2 52 (40%)
Genere maschile | 2 (40%) | Genere maschile | 3 (60%)
Diversità di età | 55-60 anni | 4 (80%) | 58-60 anni | 3 (40%)
61-65 anni | 1 (20%) | 61-66 anni | 2 (60%)
Diversità di anzianità in carica | 1° mandato | 3 (60%) | 1° mandato | 3 (60%)
2° mandato | 2 (40%) | 2° mandato | 1 (20%)
| - | - | 3° mandato | 1 (20%)

I componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale hanno una equilibrata combinazione di profili manageriali e professionali, con competenze complementari tra loro tali da garantire il corretto e
49 4 Amministratori qualificati come indipendenti sia in base ai requisiti d’indipendenza del TUF (artt. 147-ter, co. 4 e 148, co. 3, del TUF) sia del Codice di Corporate Governance (art. 2), inclusa la Presidente del Consiglio di Amministrazione; 1 Amministratore qualificato come indipendente in base ai requisiti d’indipendenza del TUF (artt. 147-ter, co. 4 e 148, co. 3, del TUF).
50 6 Amministratori qualificati come indipendenti sia in base ai requisiti d’indipendenza del TUF (artt. 147-ter, co. 4 e 148, co. 3, del TUF) sia del Codice di Corporate Governance (art. 2), incluso il Presidente del Consiglio di Amministrazione.
51 2 Sindaci effettivi, inclusa la Presidente del Collegio Sindacale, e 1 sindaco supplente appartengono al genere femminile. 1 Sindaco Effettivo e 1 Sindaco Supplente appartengono al genere maschile.
52 2 Sindaci effettivi, inclusa la Presidente del Collegio Sindacale appartengono al genere femminile. 1 Sindaco Effettivo e 2 Sindaci Supplenti appartengono al genere maschile.
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diligente svolgimento delle funzioni ad essi spettanti, comprese quelle in ambito ESG. I Consiglieri e i Sindaci hanno una significativa esperienza nei settori finanziario, industriale, ESG e Climate Change, Audit, Enterprise Risk Management, People e HR, Cybersecurity e in materia di Governance. Tali competenze sono state sviluppate anche in contesti internazionali.
Nessun membro del Consiglio di Amministrazione o del Collegio Sindacale ha ricoperto una posizione comparabile nella pubblica amministrazione (comprese le autorità di regolamentazione) nei due anni precedenti la nomina nel periodo di riferimento attuale.
All'interno degli organi sociali di Italgas non sono previste nomine in rappresentanza dei lavoratori.
La supervisione di impatti, rischi e opportunità è delegata a più organi sociali, ciascuno secondo le sue prerogative:
1. Consiglio di Amministrazione.(i) guida la Società perseguendo l’obiettivo della creazione di valore nel lungo termine a beneficio degli azionisti tenendo conto degli interessi degli altri stakeholder rilevanti per la Società; (ii) è responsabile della gestione ordinaria e straordinaria della Società e, su proposta dell’Amministratore Delegato, definisce le linee strategiche e gli obiettivi per il Gruppo, inclusa la strategia relativa agli obiettivi di sostenibilità e agli impatti legati al cambiamento climatico, nonché le politiche di sostenibilità e ne monitora l’attuazione; (iii) è chiamato annualmente ad approvare il Piano Strategico settennale di Italgas e gli aggiornamenti del Piano di Creazione di Valore Sostenibile, assicurando la creazione di valore nel breve e medio-lungo termine per Azionisti e stakeholder; (iv) esamina e approva la relazione annuale integrata, la relazione semestrale e i resoconti intermedi di gestione della Società e quelli consolidati, che includono la rendicontazione di sostenibilità; (v) definisce e aggiorna, su proposta dell’Amministratore Delegato, previo parere del Comitato Controllo e Rischi e Operazioni con Parti Correlate (“CCROPC”), le linee di indirizzo sul sistema di controllo interno e di gestione dei rischi; (vi) definisce la natura ed il livello di rischio compatibile con gli obiettivi strategici della Società e del Gruppo, nell’ottica del perseguimento del successo sostenibile e valuta, previo parere del CCROPC, l’adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, nonché la sua efficacia in relazione agli obiettivi strategici della Società e del Gruppo, nell’ottica del perseguimento del successo sostenibile.
2. Amministratore Delegato: (i) è responsabile dell’amministrazione della Società e dell’elaborazione dei principali obiettivi strategici e delle iniziative di sostenibilità, che sottopone poi all’approvazione del Consiglio; (ii) sottopone annualmente il Piano Strategico ed il Piano di Creazione di Valore Sostenibile all’approvazione del Consiglio di Amministrazione, previo esame da parte del Comitato per la Creazione del Valore Sostenibile (“CCVS”) per le parti concernenti gli obiettivi e gli indicatori non finanziari; (iii) presiede la Sustainability Business Review, comitato interno manageriale che valuta i principali KPI ambientali di sostenibilità e discute lo stato di avanzamento delle relative iniziative mensilmente; (iv) presiede il Comitato per l’Innovazione, comitato interno manageriale che esamina e valuta iniziative di efficientamento delle operation del Gruppo, comprese quelle con un focus su riduzione delle emissioni e/o aumento dell’efficienza energetica.
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3. Comitato per la Creazione del Valore Sostenibile: ricopre un ruolo propositivo e consultivo nei confronti del Consiglio in merito ai processi e alle attività che contribuiscono allo sviluppo sostenibile dell’azienda lungo la catena del valore e in merito alle relazioni periodiche di carattere non finanziario, coordinandosi con il CCROPC in relazione alla valutazione da parte di quest’ultimo dell’idoneità dell’informazione periodica finanziaria e non finanziaria.
4. Comitato Controllo e Rischi e Operazioni con Parti Correlate: Valuta l’idoneità dell’informazione periodica, finanziaria e non finanziaria, affinché essa sia funzionale a rappresentare correttamente il modello di business, le strategie della società, l’impatto della sua attività e le performance conseguite, coordinandosi con il CCVS.
Tali responsabilità sono istituzionalizzate all'interno dei regolamenti di funzionamento degli organi sopra indicati. Il Regolamento di funzionamento e organizzazione del Consiglio di Amministrazione di Italgas 53 (art.3) prevede che il Consiglio di Amministrazione guidi la società perseguendo l'obiettivo della creazione di valore nel lungo termine a beneficio degli azionisti, tenendo conto degli interessi degli altri stakeholder rilevanti per la società. Il Regolamento del CCVS 54 disciplina i compiti e le funzioni del CCVS come sopra sintetizzate.
Come previsto dal Regolamento del Consiglio, in conformità a quanto raccomandato dal Codice di Corporate Governance (Codice CG) per le “società grandi diverse da quelle a proprietà concentrata”, il Consiglio effettua almeno annualmente, con le modalità previste dal Codice CG e con il supporto del Presidente del Consiglio di Amministrazione e del Comitato Nomine e Remunerazione, che ne curano l’adeguatezza e la trasparenza, una valutazione sulla dimensione e composizione del Consiglio stesso e dei suoi Comitati, nonché sul loro funzionamento, considerando anche il ruolo svolto dal Consiglio nella definizione delle strategie e nel monitoraggio dell’andamento della gestione e dell’adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, inclusa la gestione e il monitoraggio dei temi di sostenibilità. Ai fini della valutazione relativa alla propria composizione e a quella dei Comitati istituiti al suo interno, il Consiglio tiene inoltre conto di elementi quali la diversità in termini di genere, età, nazionalità, storia, quali le caratteristiche professionali, di esperienza, anche manageriale, e di genere dei suoi componenti, nonché della loro anzianità di carica; il tutto in coerenza con le previsioni dalla “Policy per la diversità degli organi sociali” 55 pro tempore vigente.
Il Consiglio di Amministrazione è informato in merito agli Impatti, Rischi e Opportunità rilevanti, l'attuazione del dovere di diligenza, i risultati e l'efficacia delle politiche, delle azioni, delle metriche e degli obiettivi adottati per affrontarli almeno in occasione dell'approvazione della Relazione Annuale Integrata, dell'approvazione del Piano di Creazione del Valore Sostenibile e della matrice di doppia rilevanza.
Il Consiglio di Amministrazione il 10 ottobre 2025 ha esaminato i target ESG dell’orizzonte temporale 2025- 2031. Il 29 ottobre 2025, il Consiglio di Amministrazione ha approvato il Piano Strategico 2025-2031, e,
53 Il Regolamento del Consiglio di Amministrazione è consultabile al seguente link https://www.italgas.it/wp- content/uploads/sites/2/2024/07/Regolamento-di-funzionamento-e-organizzazione-del-Consiglio-di-Amministrazione_2021_01_25.pdf.
54 Il Regolamento del CCVS è consultabile al seguente link https://www.italgas.it/investitori/governance/comitati.
55 La “ Policy per la diversità degli organi sociali ” è consultabile al seguente link https://www.italgas.it/investitori/governance/consiglio-di- amministrazione/.
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congiuntamente i target di sostenibilità che, in un’ottica di piena integrazione tra business e sostenibilità, compongono il Piano di Creazione di Valore Sostenibile.
A livello manageriale, la gestione di Impatti, Rischi e Opportunità (IRO) di sostenibilità è delegata all'Amministratore Delegato, che è responsabile dell'amministrazione del Gruppo e dell'elaborazione degli obiettivi strategici e delle iniziative di sostenibilità.
Nella gestione degli IRO di sostenibilità, l’AD è supportato dal team esecutivo, che include tutti i direttori (Chief Financial Officer, General Counsel, Direttore Human Resources & Organization, ecc.), i quali in qualità di membri dell'Executive Leadership Team, detengono la responsabilità delle iniziative di sostenibilità nelle rispettive aree di competenza.
L'unità Sostenibilità, parte della funzione Relazioni Esterne e Sostenibilità, sovrintende alla definizione del modello di sostenibilità del Gruppo e coordina l'apporto delle diverse funzioni aziendali per la pianificazione e l’esecuzione di tutte le iniziative di sostenibilità (strategia, progettualità, reporting, stakeholder engagement e comunicazione).
Integrazione delle prestazioni di sostenibilità nei sistemi di incentivazione (GOV-3)
I sistemi di incentivazione per il Top Management (MBO, Piano di Co-investimento e Piano ILT) ed i relativi obiettivi di performance sono definiti dal Consiglio di Amministrazione, su proposta del Comitato Nomine e Remunerazione e sentito il parere del Collegio Sindacale. In particolare, gli obiettivi di performance sono individuati tra quelli prioritari per la strategia di business, in coerenza con il Piano Strategico e il Piano di Creazione di Valore Sostenibile. La consuntivazione delle performance al termine del periodo di vesting viene esaminata ed approvata dal Consiglio di Amministrazione, su proposta del Comitato Nomine e Remunerazione e sentito il parere del Collegio Sindacale.
Su richiesta del Comitato Nomine e Remunerazione, il processo di assegnazione, monitoraggio e consuntivazione degli obiettivi può coinvolgere altri organi e direzioni aziendali, tra cui il management aziendale delle direzioni People, Innovation & Transformation, Legal, Chief Financial Officer, Relazioni Esterne e Sostenibilità. Inoltre, i KPI ESG per la remunerazione variabile vengono esaminati anche dal Comitato per la Creazione del Valore Sostenibile per quanto riguarda le tematiche di sostenibilità.
Il Comitato Nomine e Remunerazione, inoltre, valuta periodicamente l'adeguatezza, la coerenza complessiva e la concreta applicazione della politica retributiva adottata, in particolare con riferimento alla definizione degli obiettivi di performance e alla consuntivazione dei risultati aziendali connessi all'attuazione dei piani di incentivazione e alla determinazione della remunerazione variabile.
La Politica sulla Remunerazione viene approvata annualmente dal Consiglio di Amministrazione, su proposta del Comitato Nomine e Remunerazione, e dall'Assemblea degli Azionisti e prevede, per il Top Management, la partecipazione a sistemi di incentivazione sia di breve che di lungo termine, entrambi basati sul raggiungimento di predefiniti obiettivi di sostenibilità.
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In particolare, il sistema di incentivi a breve (MBO) 2025 prende in considerazione specifici KPI di sostenibilità:
• Indice degli infortuni combinato di dipendenti e contrattisti (peso 5%), misurato come combinazione dell’indice di frequenza (numero di infortuni che si sono verificati per ogni milione di ore lavorate) e dell’indice di gravità (numero di giorni di assenza su migliaia di ore lavorate) degli infortuni registrati a livello di Gruppo nel corso dell’anno. All’obiettivo è previsto un gate di accesso, legato allo svolgimento di attività in ambito di processi, formazione e controllo operativo nelle nuove società acquisite dal Gruppo nel corso dell’anno;
• Dispersioni sulla rete di distribuzione (peso 7,5%), espresso in termini di percentuale di km di rete ispezionata a livello di Gruppo nel corso dell’anno sul totale dei km di rete gestiti;
• Consumi energetici (peso 7,5%), espresso in termini di riduzione del consumo energetico netto a livello di Gruppo, calcolato a parità di gas immesso nel 2024. All’obiettivo è previsto un gate di accesso rappresentato dal raggiungimento di un indice minimo di efficienza energetica della società Acqua Campania S.p.A.;
• Diversità e Inclusione (peso 5%), rappresentato dal gender equity pay gap per il perimetro Italia, calcolato come variazione del rapporto medio della retribuzione base oraria femminile e maschile per cluster di dipendenti confrontabili per peso organizzativo rispetto al 2024.
Inoltre, il sistema di incentivi a lungo termine (Piano ILT) 2023-2025 prende in considerazione i seguenti KPI di sostenibilità:
• Riduzione delle emissioni di CO 2 - scope 1 e 2 rispetto al 2020 a perimetro costante (peso 10%);
• Efficienza energetica (peso 10%), espressa in termini di riduzione dei consumi netti di energia verso anno 2020 a perimetro costante.
La valutazione dei KPI del sistema di incentivazione di lungo termine è riferita al triennio di riferimento.
L'informativa sulle caratteristiche dei sistemi di incentivazione in essere viene data nella prima sezione della Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui Compensi Corrisposti 56 ("Politica sulla Remunerazione"), mentre l'informativa sulla consuntivazione degli obiettivi di performance al termine del periodo di vesting viene data nella seconda sezione. La Relazione sulla Politica in materia di Remunerazione e sui Compensi Corrisposti viene sottoposta annualmente all'approvazione dell'Assemblea degli Azionisti, che si esprime, secondo quanto previsto dalla normativa vigente, con voto vincolante sulla prima sezione e con voto consultivo sulla seconda sezione.
Dichiarazione sul dovere di diligenza ai fini della sostenibilità (GOV-4)
56 www.italgas.it/investitori/governance/remunerazione/
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Nella tabella seguente sono indicati i processi di due diligence e la loro posizione all’interno della Dichiarazione Consolidata di Sostenibilità:

Elementi fondamentali del dovere di diligenza | Paragrafi nelle dichiarazioni sulla sostenibilità
a) Integrare il dovere di diligenza nella governance, nella strategia e nel modello aziendale | ESRS 2 GOV-2, GOV-3, SBM-3
b) Coinvolgere i portatori di interessi in tutte le fasi fondamentali del dovere di diligenza | ESRS 2 GOV-2, SBM-2, IRO-1, S1-2, S2-2, S3-2
c) Individuare e valutare gli impatti negativi | ESRS 2 IRO-1, SBM-3
d) Intervenire per far fronte agli impatti negativi | S1-3, S1-4, S2-3, S2-4, S3-3, S3-4
e) Monitorare l'efficacia degli interventi e comunicare | S1-5, S2-5, S3-5

Italgas ha svolto l’attività di due diligence in conformità alle linee guida del Global Compact Network delle Nazioni Uniti in materia di impresa e diritti umani, nel corso del 2024. Nello specifico, l’attività ha previsto le seguenti fasi: mappatura e valutazione dei principali rischi mediante interviste alle funzioni responsabili, posizionamento degli stessi all’interno della Heat Map, identificazione di un piano di azioni per prevenire e mitigare i rischi più salienti sui diritti umani. Per ogni impatto rilevante sono stati approfonditi: la tipologia di impatto, gli stakeholder coinvolti, le azioni di mitigazioni in essere, le azioni da implementare, i KPI e le funzioni responsabili.
Gestione del rischio e controlli interni sulla rendicontazione di sostenibilità (GOV-5)
Il processo di rendicontazione di sostenibilità rientra nell'ambito di applicazione del sistema di Enterprise Risk Management (ERM) del Gruppo, che gestisce i rischi aziendali per tutte le società consolidate del Gruppo. La metodologia ERM si basa su modelli internazionali come il COSO Framework e ISO 31000, ed è applicata a tutti i rischi aziendali, inclusi quelli legati alla sostenibilità. Tale metodologia è descritta approfonditamente all’interno del capitolo 2.2 “Gestione dei rischi”, del presente documento. Inoltre, al fine di assicurare l’attendibilità, l’accuratezza, l’affidabilità e la tempestività delle informazioni comunicate agli azionisti e al mercato, la rendicontazione di sostenibilità è supportata da un Sistema di Controllo sull’Informativa Societaria (SCIS), adottato da Italgas e dalle Società controllate e definito coerentemente con le previsioni dell’articolo 154-bis del T.U.F. Lo SCIS prevede attività di scoping, individuazione e valutazione dei rischi e dei controlli (a livello aziendale e di processo, attraverso le attività di risk assessment e di monitoraggio) e i relativi flussi informativi (rendicontazione), e si applica anche al processo di raccolta e consolidamento delle informazioni di sostenibilità ai fini di reportistica. Nel corso del 2025, è stato previsto l’ampliamento del perimetro di Acqua Campania con la definizione di nuovi controlli sui processi di sostenibilità, con riferimento alle emissioni, oggetto di scoping. Nell’ambito di applicazione dell’ERM, il principale rischio legato al processo di rendicontazione di sostenibilità è il rischio di reporting incompleto o inefficace. Questo rischio ha un rating “elevato” e viene monitorato semestralmente. Le strategie di mitigazione includono:
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• procedure e politiche organizzative di sostenibilità e stakeholder engagement;
• il processo di Sustainability Business Review, che monitora mensilmente consumi energetici, emissioni e gestione dei rifiuti;
• il Piano di Creazione di Valore Sostenibile, che definisce obiettivi chiari allineati al piano strategico e prevede un reporting periodico che verifica l’avanzamento dei KPI di sostenibilità;
• un’unità organizzativa di Italgas SpA istituita ad hoc per il processo di rendicontazione degli aspetti economico finanziari correlati ai temi della sostenibilità, al fine di rafforzarne l ’ affidabilità e la qualità informativa;
• attività di monitoraggio indipendente volte alla verifica della correttezza e della completezza delle informazioni oggetto di rendicontazione, previste nell’ambito dello SCIS. Tali attività sono affidate alla funzione di Internal Audit, che opera sulla base di un piano annuale concordato con il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari (ivi inclusa la Dichiarazione consolidata di sostenibilità).
In aggiunta, lo SCIS prevede controlli periodici per la verifica di correttezza e completezza delle informazioni che costituiscono oggetto di rendicontazione. I risultati della valutazione dei rischi sono integrati nei processi aziendali attraverso il proprio modello di risk ownership, che attribuisce ciascun rischio all'unità organizzativa responsabile della gestione, e la mappatura periodica (trimestrale per rischi "critici", semestrale per rischi "elevati", annuale per tutti i rischi) delle azioni di trattamento. I risultati della mappatura ERM sono periodicamente condivisi con il management aziendale ai vari livelli (Risk Owner, unità di controllo di 2° e 3° livello, Top Management) e con l'Organismo di Vigilanza, il Comitato Controllo e Rischi e Operazioni con Parti Correlate, il Comitato di Creazione del Valore Sostenibile, il Collegio Sindacale e il Consiglio di Amministrazione.
Strategia, modello aziendale e catena del valore (SBM-1)
Il Gruppo Italgas, che al 31 dicembre conta 6.343 dipendenti (si faccia riferimento al capitolo “S1 – Forza
lavoro propria”), opera in 4 settori principali:
• distribuzione gas: Italgas è leader europeo e nazionale in Italia e Grecia;
• gestione del sistema idrico: Italgas serve direttamente e indirettamente oltre 6 milioni di cittadini nel Lazio, in Campania e in Sicilia;
• efficienza energetica: attraverso la propria ESCo, Geoside, il Gruppo propone soluzioni innovative per il risparmio energetico;
• information technology: con la controllata Bludigit, il Gruppo realizza soluzioni innovative e di trasformazione digitale del business.
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Il Gruppo non produce beni né eroga servizi vietati nei mercati di riferimento per i settori in cui opera.
Non è attivo nei settori di produzione chimica, produzione di armi non convenzionali, coltivazione o produzione di tabacco.
Per la comprensione del modello di business del Gruppo, si faccia riferimento alla nota 34 “Informazioni per settore di attività” del Bilancio consolidato.
L’analisi della catena del valore del Gruppo ha permesso di individuare la catena del valore “prevalente” da considerare ai fini della rendicontazione di sostenibilità, che si concentra sulla filiera relativa alla gestione delle infrastrutture e include le attività di distribuzione del gas e il servizio idrico. Nella fase a monte, la catena del valore comprende i processi di produzione dei componenti della rete — tubazioni, cabine di regolazione, gruppi di riduzione e apparecchiature di misura — e risalendo la filiera le fasi di lavorazione ed estrazione delle materie prime (es. per la produzione di acciaio). La fase di distribuzione include la gestione delle cabine REMI, la manutenzione della rete, il monitoraggio continuo del servizio e gli interventi di pronto intervento, con l’obiettivo di garantire la continuità, la sicurezza e l’efficienza della fornitura. Le fasi a valle fanno riferimento all’utilizzo dell’infrastruttura nei territori in gestione e alle attività di smaltimento della rete e degli smart meter.
Italgas è impegnata nel mantenere un’adeguata pianificazione e gestione dei flussi di approvvigionamento dei materiali necessari per realizzare i piani industriali, nonché della gestione delle attività logistiche, compresa l’operatività dei magazzini. Il Gruppo supporta i partner in ogni fase del processo, assicurando che gli approvvigionamenti siano garantiti per ottimizzare l'efficienza e ridurre i rischi nella catena di fornitura, adottando un monitoraggio costante e periodico, verificando la qualità dell’esecuzione, il rispetto delle specifiche tecniche, delle tempistiche, delle normative e degli impegni ESG lungo l'intera catena di fornitura.
Le attività sono indirizzate alla generazione di valore a lungo termine per clienti, investitori e tutti gli altri stakeholder.
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Molti degli obiettivi di sostenibilità del Gruppo hanno un impatto diretto sulla tipologia di prodotti/servizi offerti, mercati e/o clienti finali serviti.
• Distribuzione gas in Italia e in Grecia
Dal 2017 Italgas ha avviato un articolato programma di trasformazione digitale che coinvolge sia le infrastrutture sia i processi aziendali, sia le persone, con l’obiettivo di rendere la rete di distribuzione del gas sempre più intelligente, flessibile e pronta ad accogliere gas rinnovabili come biometano e idrogeno. La digitalizzazione rappresenta un fattore abilitante per la sicurezza, l’efficienza operativa e la sostenibilità del sistema energetico.
Nel 2025, la rete italiana di Italgas Reti è stata completamente digitalizzata e la sua gestione è stata remotizzata attraverso la piattaforma proprietaria DANA (Digital Advanced Network Automation). Lo stesso sistema viene esteso al network “ex 2i Rete Gas” (società acquisita ad aprile del 2025) e alle reti di ENAON, in Grecia. La digitalizzazione consente un monitoraggio e un controllo della rete 24 ore su 24, 7 giorni su 7, migliorando l’efficienza operativa, la tempestività degli interventi e la capacità decisionale basata su dati in tempo reale. Inoltre, Italgas ha sviluppato Nimbus, il contatore intelligente proprietario, “H2 ready”, progettato per migliorare le performance di lettura e innalzare ulteriormente i livelli di sicurezza. Nimbus è realizzato con materiali riciclabili, è compatibile con diverse miscele di gas – incluso l’idrogeno – ed è dotato di sensori avanzati antimanomissione, sismici e antincendio. Dopo i test sul campo condotti nel 2024, l’installazione su larga scala è stata avviata nel 2025 e proseguirà massivamente anche nell’anno in corso.
La strategia di Italgas si concentra inoltre sul sostegno allo sviluppo dei gas rinnovabili, in particolare biometano e idrogeno verde, e sull’incremento del numero di connessioni di impianti di produzione alle reti di distribuzione in Italia e in Grecia. Il Gruppo collabora attivamente con le autorità nazionali per la definizione del quadro regolatorio necessario all’implementazione di soluzioni di reverse flow, che consentano di reimmettere il biometano in eccesso nella rete di trasporto. Attualmente sono in corso due progetti pilota dedicati a testare queste soluzioni.
Per quanto riguarda l’idrogeno verde, a ottobre 2025 Italgas ha inaugurato a Sestu (Cagliari) Hyround, un impianto Power to Gas (P2G) che consente di convertire l’energia elettrica da fonti rinnovabili in idrogeno attraverso un processo di elettrolisi dell’acqua. Hyround copre la filiera tecnologica della produzione dell’idrogeno verde destinata agli ambienti urbani. Un progetto che attiva l’intera catena del valore di questo gas rinnovabile, contribuendo in modo concreto alla decarbonizzazione del sistema energetico e allo sviluppo di nuove applicazioni industriali e territoriali.
Si faccia riferimento ai capitoli “E1 – Cambiamento climatico” ed “S3 – Comunità interessate” per il dettaglio dei target relativi alla strategia sopra riportata e dei risultati ottenuti nel 2025.
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• Efficienza energetica
Attraverso la ESCo Geoside, il Gruppo offre una gamma completa di servizi per l’efficienza energetica di edifici, industrie e amministrazioni pubbliche. Le soluzioni proposte, che si basano su tecnologie proprietarie e strumenti digitali avanzati e che integrano analisi di big data e intelligenza artificiale, contribuiscono al raggiungimento degli obiettivi climatici europei e alla riduzione strutturale dei consumi energetici. Si faccia riferimento al capitolo “E1 – Cambiamenti climatici” per i risultati ottenuti nel 2025.
• Gestione della risorsa idrica
Nel settore idrico, la strategia di Italgas è orientata allo sviluppo, alla modernizzazione e digitalizzazione delle infrastrutture. L’adozione di tecnologie digitali avanzate per il monitoraggio e la gestione delle reti – inclusi contatori intelligenti e sistemi di manutenzione predittiva mutuati dall’esperienza maturata nella distribuzione del gas – consente infatti di individuare tempestivamente le perdite, ridurle in modo significativo e migliorare l’efficienza complessiva del servizio. Questo approccio contribuisce allo sviluppo sostenibile delle comunità servite, tutelando una risorsa essenziale come l’acqua e generando benefici ambientali, economici e sociali di lungo periodo. Si faccia riferimento al capitolo “Perdite idriche” per il dettaglio dei target relativi alla strategia sopra riportata e dei risultati ottenuti nel 2025.
Interessi e opinioni dei portatori di interessi (SBM-2)
Il dialogo continuo con gli stakeholder è un’attività prioritaria per monitorare il livello di soddisfazione rispetto al proprio operato, per cogliere spunti utili al miglioramento della qualità dei servizi e dei modelli operativi- gestionali, per promuovere pratiche aziendali più sostenibili, anche a lungo termine, e per creare e mantenere una relazione continua con i territori e le comunità in cui il Gruppo opera, in Italia e in Grecia. Le categorie di portatori di interessi e le specifiche modalità di coinvolgimento sono di seguito elencate:
• Investitori e finanziatori: relazioni finanziarie periodiche, conference call, presentazione del piano industriale, assemblea degli azionisti, incontri fisici e virtuali, sito web istituzionale, social network;
• Fornitori: incontri dedicati, convention, iniziative di informazione e formazione, attività di engagement tematici;
• Clienti e società di vendita: rapporti diretti e continuativi, convention, workshop periodici, contact center e portali cliente, survey di customer satisfaction;
• Autorità e associazioni: incontri periodici, workshop di dibattito e confronto su tematiche di sostenibilità;
• Dipendenti: eventi tematici e formazione, incontri periodici, confronti annuali, progetti di engagement, analisi di clima aziendale, intranet aziendale;
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• Comunità e territorio: incontri con rappresentanti delle comunità locali, associazioni e organizzazioni, iniziative sociali e culturali.
Gli esiti dell'engagement con gli stakeholder sono utili per apportare miglioramenti continui ai propri servizi e processi operativi, il loro punto di vista concorre alla definizione delle tematiche rilevanti. In particolare, nell’attività di aggiornamento dell’analisi di doppia rilevanza, nel corso del 2025 sono stati coinvolti fornitori rappresentativi delle principali tipologie di approvvigionamento (per maggiori informazioni si faccia riferimento al paragrafo “Rilevanza d’impatto”).
Durante l'anno, oltre agli eventi di stakeholder engagement ad hoc, si sono tenuti incontri di confronto con le diverse funzioni aziendali allo scopo di valutare in maniera approfondita l'esistenza, l'entità e la probabilità di Impatti, Rischi e Opportunità di sostenibilità.
Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale (SBM-3)
Per la descrizione di Impatti, Rischi e Opportunità risultati rilevanti dalla analisi di doppia rilevanza, si vedano le tabelle alla fine del presente capitolo.
Descrizione dei processi per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti e dichiarazione sul dovere di diligenza (IRO-1)
In conformità con la CSRD, il Gruppo Italgas ha condotto l’esercizio di doppia rilevanza secondo gli European Sustainability Reporting Standards (ESRS). L'analisi è il punto di partenza per l'individuazione delle tematiche più rilevanti per il Gruppo e per i suoi principali stakeholder, nonché per la definizione delle tematiche da trattare e approfondire all'interno della Dichiarazione di sostenibilità.
Sono stati identificati in modo strutturato e sistematico gli Impatti, Rischi e Opportunità (IRO) legati alle tematiche ambientali, sociali e di governance più rilevanti per le operazioni dirette del Gruppo e lungo la catena del valore, considerando in maniera omogenea per l’analisi di rilevanza d'impatto e di rilevanza finanziaria gli orizzonti temporali in cui si prevede essi si possano realizzare. La valutazione di Rischi e Opportunità effettuata dall'ERM funge da input per la valutazione di eventuali Impatti; allo stesso tempo, l'elenco aggiornato degli impatti viene analizzato criticamente da ERM per l’identificazione di eventuali Dipendenze e Impatti come fonti di potenziali Rischi e/o Opportunità con effetti finanziari, identificando eventuali allineamenti, sinergie, contributi e possibili trade-off tra rischi e opportunità e impatti. Tale processo è strettamente integrato nel sistema ERM del Gruppo, in linea con le migliori pratiche e standard internazionali, come il COSO Framework e la ISO 31000; esso è stato inoltre condiviso con le funzioni aziendali responsabili dei temi trattati e con il Top Management del Gruppo, assicurando la validazione dei dati raccolti e una visione completa degli impatti e dei rischi.
Il processo decisionale prevede il coinvolgimento del Comitato per la CCVS e del CCROPC, che valutano i risultati dell’analisi prima della loro approvazione definitiva da parte del CdA.
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Rilevanza d'impatto
Per quanto riguarda l’analisi di rilevanza di impatto, Italgas ha identificato e valutato gli impatti generati dalle proprie attività, considerando sia le operazioni dirette che le attività indirette lungo l’intera catena del valore, adottando una prospettiva inside-out, con l'obiettivo di individuare gli effetti positivi e negativi, attuali e potenziali che il Gruppo e gli attori che operano lungo la sua catena del valore generano o potrebbero generare sull’ambiente e sulle persone. Nel 2025, Italgas ha aggiornato l ’ analisi dell’esercizio precedente, attraverso più fasi di un processo strutturato, in conformità con le indicazioni della “IG1: Materiality Assessment Implementation Guidance” pubblicata dall’EFRAG:
- Analisi del contesto interno/esterno: verifica dell’allineamento di Italgas ai temi e agli orientamenti emergenti, attraverso la valutazione dei principali framework di sostenibilità (UNEP.FI, SASB, MSCI e S&P) e la rendicontazione di sostenibilità di altri attori, anche a livello internazionale, dei settori in cui il Gruppo opera, nonché mediante l’analisi degli elementi di contesto interno.
- Attività di stakeholder engagement: analisi dettagliata della catena del valore mediante l’ingaggio di fornitori rappresentativi delle principali tipologie di approvvigionamento funzionali alla realizzazione e manutenzione dell’infrastruttura e degli impianti (catena del valore a monte), nonché alla fase di smaltimento degli asset (catena del valore a valle). Il confronto è stato strutturato al fine di garantire un coinvolgimento ampio e mirato, capace di favorire una comprensione approfondita degli impatti lungo la catena del valore.
- Le informazioni raccolte nel corso delle interviste hanno contribuito ad aggiornare l’elenco complessivo degli impatti, rafforzandone la completezza e la chiarezza.
- Revisione degli impatti: sulla base delle risultanze delle prime due fasi si è proceduto alla revisione di tutti i temi identificati nel periodo precedente e alla revisione delle valutazioni degli impatti.
Tale attività ha consentito di revisionare l’elenco degli impatti individuati nel precedente esercizio e di sottoporli a un processo di validazione condotto dal team di Sostenibilità di Italgas, in collaborazione con la funzione ERM e con le funzioni competenti per ogni area di impatto.
La rilevanza degli impatti effettivi è stata valutata sulla base della gravità di ciascun impatto, misurata attraverso i tre parametri di entità, portata e natura irrimediabile assegnati secondo un approccio "gross", ovvero senza considerare eventuali misure di mitigazione in essere, analogamente a quanto fatto per rischi e opportunità:
• l’entità misura la magnitudo dell’impatto, ovvero l’intensità degli effetti generati sull’ambiente e sulle persone;
• la portata, che valuta l’estensione dell’impatto generato, è stata determinata rispetto a specifici parametri, come la presenza dell'impatto lungo le fasi della catena del valore coinvolte;
• la natura irrimediabile, che rappresenta il livello di difficoltà nel porre rimedio all'impatto generato, considera sia le risorse finanziarie che temporali necessarie a rimediare all'impatto.
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Ognuno dei tre parametri è definito secondo scale di cinque livelli, che permettono di ottenere una valutazione della gravità totale (anch'essa suddivisa in cinque livelli). Nel caso di impatti positivi, il carattere di irrimediabilità non è un parametro considerato al fine della valutazione. In merito agli impatti potenziali, la rilevanza è determinata sulla base di un ulteriore parametro, ovvero la probabilità del verificarsi di un impatto (determinata su una scala di cinque livelli).
Gli impatti della rilevanza di materialità a cui è stata attribuita una valutazione della gravità e della probabilità superiore alla soglia di rilevanza prestabilita determinano le tematiche di sostenibilità oggetto di rendicontazione secondo quanto previsto dagli ESRS 57 .
Rilevanza finanziaria
Nella seconda fase del processo, l’analisi di rilevanza finanziaria, è stata adottata una prospettiva outside-in, volta all'individuazione dei rischi e delle opportunità che influenzano o potrebbero influenzare la posizione finanziaria, i risultati economici e il flusso di cassa del Gruppo, così come l'accesso al mercato finanziario e il costo del capitale nel breve, medio e lungo periodo. Per ciascun Topic/Sub-Topic ESRS applicabile sono stati declinati i relativi rischi/opportunità. Ciascun evento è stato valutato utilizzando le soglie di probabilità di accadimento e di impatto sulla dimensione economico-finanziaria, considerando la persistenza dell'impatto nel breve, medio o lungo termine. La combinazione del livello di probabilità e di impatto economico-finanziario risulta in un rating (molto rilevante, rilevante, poco rilevante e non rilevante) associato a ciascun rischio/opportunità e ne costituisce la prioritizzazione. La metodologia seguita per la prioritizzazione di rischi e opportunità non dipende dalla tipologia di rischio; i rischi legati alla sostenibilità sono infatti prioritizzati con il medesimo criterio utilizzato per altre tipologie di rischio. I rischi/opportunità classificati con rating "rilevante" o "molto rilevante" sono ritenuti rilevanti; la presenza di almeno un rischio/opportunità rilevante determina la rilevanza finanziaria del Topic/Sub-Topic ESRS a cui l'evento è connesso.
I rischi rilevanti sono collegati a quelli presenti nella mappatura dei rischi ERM. Le opportunità rilevanti sono integrate nella propria agenda strategica.
I principali input considerati per l'analisi del rischio rilevante relativo al topic “Cambiamenti climatici” fanno riferimento a scenari energetici sviluppati da fonti esterne (ENTSOG-ENTSOE Distributed Energy and Global Ambition). Per l'analisi delle opportunità rilevanti relative al topic Climate Change sono stati considerati gli investimenti e le assunzioni previsti dal Piano Strategico del Gruppo.
Obblighi di informativa degli ESRS oggetto della dichiarazione sulla sostenibilità dell'impresa (IRO-2)
57 Gli impatti considerati rilevanti sono quelli identificati come “rilevanti” o “critici”.
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Il Gruppo ha delineato le informazioni rilevanti di cui dare disclosure, seguendo un processo che ha preso in considerazione, innanzitutto, tutti i datapoint relativi ai temi identificati come rilevanti dal punto di vista degli Impatti, Rischi e Opportunità.
Rilevanza dell’impatto: Impatti di sostenibilità

| Catena del valore
Standard | Nome impatto | Positivo/ negativo | Descrizione impatto e connessioni con modello di business, strategia e/o catena del valore | Orizzonte temporale | Estrazione della materia prima | Lavorazione della materia prima | Realizzazione e manutenzione dell’infrastruttura e degli impianti | Operazioni dirette del Gruppo | Uso dell’infrastruttura | Smaltimento asset (rete e smart meter)
E1 | Benefici derivanti dalle opere di digitalizzazione della rete e efficientamenti energetici della ESCo | Positivo | Investimenti nel repurposing e nella digitalizzazione delle proprie reti di distribuzione per abilitarle alla trasmissione di gas verdi, quali biometano ed idrogeno, e offerta di servizi di efficientamento energetico per ridurre consumi ed emissioni attraverso la ESCo Geoside. | Breve-medio-lungo |  |  |  | x | x |
E1 | Contributo al cambiamento climatico | Negativo | Emissioni di gas serra generate dalle operazioni dirette ed indirette lungo la catena del valore. | Medio-lungo | x | x | x | x |  | x
Entity-specific | Perdite idriche lungo la rete di distribuzione del business idrico del Gruppo | Negativo | Perdite idriche lungo la rete di distribuzione, con spreco della risorsa. | Medio-lungo |  |  |  | x 58 |  |
E5 | Danni causati dalla produzione di rifiuti | Negativo | Produzione di rifiuti lungo la catena del valore, inclusi scarti minerari, residui chimici e materiali contaminati. | Breve-medio-lungo | x | x | x | x |  | x
E5 | Utilizzo di risorse non rinnovabili lungo la value chain | Negativo | Utilizzo di risorse non rinnovabili lungo la catena del valore, con progressivo esaurimento delle materie prime. | Breve-medio-lungo | x | x | x | x |  |
E5 | Ridotto tasso di materiali riciclabili nel prodotto smart meter | Negativo | Distribuzione e utilizzo di smart meter, con utilizzo di risorse non rinnovabili e limitata circolarità dei materiali. | Breve-medio-lungo |  |  |  | x | x | x
S1-S2 | Mancato rispetto dei diritti umani | Negativo | Potenziali violazioni dei diritti umani e dei lavoratori nelle attività dirette del Gruppo e nelle fasi upstream della catena del valore. | Breve-medio-lungo | x | x | x | x |  |
S1-S2 | Mancato rispetto delle diversità e delle pari opportunità dei lavoratori | Negativo | Potenziale mancato rispetto delle diversità e delle pari opportunità nelle attività dirette del Gruppo e nelle fasi upstream della catena del valore. | Breve-medio | x | x | x | x |  |
S1-S2 | Mancata tutela della salute e sicurezza dei lavoratori | Negativo | Impatti su salute e sicurezza sia dei lavoratori propri nelle attività operative sia dei lavoratori impiegati nelle fasi upstream della catena del valore. | Breve | x | x | x | x |  |

58 Si applica alle società idriche consolidate del Gruppo.
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S1 | Aumento della professionalità e preparazione dei dipendenti tramite sviluppo di competenze upskilling e reskilling | Positivo | Investimenti nella formazione continua per sviluppare competenze, rafforzare l ’ engagement e la retention, attrarre talenti e migliorare salute e sicurezza sul lavoro. | Breve-medio |  |  |  | x |  |
S1 | Contributo al benessere dei dipendenti tramite l'attuazione di iniziative e misure di welfare | Positivo | Attuazione di iniziative di welfare per favorire il benessere dei dipendenti e l’equilibrio tra vita privata e lavoro. | Breve-medio |  |  |  | x |  |
S3 | Danni alla salute e alla sicurezza delle comunità locali derivanti dalla mancata integrità degli asset | Negativo | Potenziali impatti sulla salute e sicurezza delle comunità locali derivanti da problemi di integrità degli asset e procurati allarmi dovuti a dispersione di odorizzante. | Breve | x | x | x | x |  |
S3 | Limitata capacità di modernizzazione e digitalizzazione infrastrutturale | Negativo | Potenziale limitata capacità di modernizzazione e digitalizzazione delle infrastrutture, con impatti sulla continuità del servizio e ritardi nella transizione energetica. | Medio-lungo |  |  | x | x | x |
G1 | Promozione di una cultura aziendale sana e trasparente | Positivo | Promozione di una cultura aziendale sana e trasparente, basata su valori di integrità e canali sicuri per la segnalazione di illeciti. | Breve |  |  |  | x |  |
G1 | Resilienza della catena di fornitura data da rapporti trasparenti e chiari con i propri fornitori | Positivo | Rapporti trasparenti e pratiche corrette con i fornitori, favorendo resilienza della catena di fornitura e lo sviluppo sostenibile lungo la filiera. | Medio-lungo |  |  |  | x |  |
G1 | Danni causati da episodi di corruzione | Negativo | Potenziali episodi di corruzione con effetti negativi su istituzioni e società, favorendo disuguaglianze e deviazione delle risorse. | Breve-medio-lungo | x |  |  | x |  |
G1 | Contributi derivanti dalle attività di associazioni di categoria | Positivo | Attività di lobbying trasparenti e dialogo con associazioni di categoria per contribuire alla definizione di politiche favorevoli allo sviluppo sostenibile del settore. | Medio-lungo |  |  |  | x |  |

Rilevanza finanziaria: Rischi e Opportunità di sostenibilità

Standard | Rischio / Opportunità | Probabilità | Impatto | Orizzonte Temporale | Descrizione degli effetti | Effetti finanziari attuali | Effetti finanziari attesi | Posizionamento nella Catena del Valore | Azioni di gestione

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E1 | Rischio di indebolimento del peso del Gas quale vettore energetico per il segmento residenziale | Possibile | Alto | Lungo | Considerando una maggiore transizione verso l'elettrificazione dei consumi (es. scenari ENTSOG-ENTSOE Distributed Energy and Global), si avrebbe nel lungo termine un calo dell’utilizzo del gas (naturale, biometano, idrogeno) nel segmento residenziale. Simili scenari sono influenzati da: i tempi raggiungimento della grid parity tra fonti convenzionali e energia rinnovabile lo sviluppo della produzione di gas rinnovabili; gli incentivi per i combustibili rinnovabili; l’adeguamento delle infrastrutture; nuove soluzioni tecnologiche disponibili per l'uso civile. L'efficientamento energetico e le buone pratiche nei consumi potrebbe non essere sufficiente a "rispettare" il calo di volumi di gas previsto dagli scenari. In tale worst case scenario, l'impatto per il Gruppo nel lungo termine sarebbe quello di un calo delle attivazioni nette di nuovi punti di riconsegna nel settore residenziale. | In riferimento agli effetti correnti, nell’ambito della valutazione di rilevanza finanziaria non sono emersi impatti correnti del rischio. | Marginale impatto negativo sui ricavi del Gruppo, stante l'attuale meccanismo regolatorio che, in Italia, prevede una componente dei ricavi parametrica e dipendente dal numero dei pdr gestiti dal Gruppo. | Operazioni dirette del Gruppo - Uso da parte degli utenti | - Adesione al Global Compact delle Nazioni Unite e all'OGMP 2.0 dell'UNEP. - Partecipazione attiva a consultazioni indette dal Governo italiano o da organizzazioni comunitarie europee, e alle attività delle associazioni europee di settore. - Conversione della rete in infrastruttura digitale per consentire la distribuzione di gas diversi dal metano. - Sviluppo e Adozione di Nimbus, lo smart meter di nuova generazione. - Sviluppo della tecnologia power-to-gas. - Presenza del Gruppo nel settore dell'efficienza energetica attraverso Geoside enel business dell'acqua attraverso Nepta, con prospettive di crescita.

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E1 | Opportunità di abilitare l'utilizzo di gas rinnovabili per soddisfare la domanda residenziale | Probabile | Massimo | Medio | Le infrastrutture della distribuzione gas hanno un ruolo chiave nella decarbonizzazione. In tale contesto, l'impegno del Gruppo per la digitalizzazione rappresenta un passo fondamentale per: i) accelerare la distribuzione dei gas rinnovabili; ii) ridurre l'impronta di carbonio del Gruppo; iii) rendere la rete più affidabile e in grado di adattarsi agli impatti del cambiamento climatico.In particolare, nel Piano Strategico sono previsti investimenti per il metering e il repurposing della rete per aumentarne la flessibilità e garantire le connessioni necessarie per la distribuzione di biometano e idrogeno. Queste azioni producono impatti a medio-lungo termine che contribuiscono alla mitigazione e all'adattamento dei cambiamenti climatici nelle aree di operatività di Italgas. | In riferimento agli effetti correnti, nell’ambito della valutazione di rilevanza finanziaria non sono emersi impatti correnti dell'opportunità. | Gli investimenti previsti per il metering e il repurposing della rete, tante l'attuale meccanismo regolatorio, sono oggetto di remunerazione e pertanto contribuiscono a generare valore per il Gruppo. | Operazioni dirette del Gruppo i | - Sviluppo della tecnologia power-to-gas. - Valutazione dell’adeguatezza delle reti e degli impianti e degli interventi volti a consentire la distribuzione di gas diversi dal metano. - Processo di conversione della rete in infrastruttura digitale per consentire la distribuzione di gas diversi dal metano. - Sviluppo e adozione di Nimbus, lo smart meter di nuova generazione.
G1 | Rischio di commissione di reati a vantaggio dell’ente / legati al modello organizzativo di cui al D. Lgs. n. 231/2001 | Remota | Massimo | Breve | Secondo il D. Lgs. n. 231 del 2001 (“Decreto 231”), il Gruppo è soggetto a responsabilità nell'eventuale caso di reati-presupposto commessi, anche all’estero, nel suo interesse o vantaggio, da persone che rivestono funzioni di rappresentanza, di amministrazione o di direzione, nonché da persone sottoposte alla direzione o alla vigilanza di una di tali persone. Sebbene il Gruppo Italgas abbia in essere contromisure per prevenire e contrastare possibili rischi di non-compliance, in caso di condanna, il Gruppo Italgas andrebbe incontro alle sanzioni previste dalla normativa. | In riferimento agli effetti correnti, nell’ambito della valutazione di rilevanza finanziaria non sono emersi impatti correnti del rischio. | Possibili sanzioni pecuniarie , sanzioni interdittive nonché alla confisca del profitto del reato e alla pubblicazione della sentenza di condanna nel caso di applicazione della sanzione interdittiva. | Operazioni dirette del Gruppo | - Sistema di controllo interno e gestione dei rischi e aree di responsabilità definite in materia di Compliance. - Codice Etico, Modello 231, Politica per la prevenzione e il contrasto della corruzione, Certificazione anticorruzione ISO 37001. - Monitoraggio, analisi, divulgazione e implementazione dei provvedimenti normativi su tematiche d’interesse per il Gruppo Italgas e verifica della corretta implementazione. - Formazione al personale su temi di compliance. - Analisi e monitoraggio dei requisiti reputazionali delle controparti del Gruppo. - “Codice etico dei fornitori”.

Disclosure Requirement | Pagina | Informazioni derivanti da altri atti legislativi dell'UE

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ESRS 2 |  |
BP-1 | 88-89 |
BP-2 | 88-89 |
GOV-1 | 89 a 92 | Diversità di genere nel consiglio, paragrafo 21, lettera d) SFDR Allegato I, tabella 1, indicatore n. 13 Regolamento sugli indici di riferimento - Regolamento delegato (UE) 2020/1816 della Commissione (5), allegato II
| Percentuale di membri indipendenti del consiglio di amministrazione, paragrafo 21, lettera e) Regolamento sugli indici di riferimento - Regolamento delegato (UE) 2020/1816 della Commissione, allegato II
GOV-2 | 89 a 92 |
GOV-3 | 92-93 |
GOV-4 | 93 | Dichiarazione sul dovere di diligenza, paragrafo 30 SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 10
GOV-5 | 94 |
SBM-1 | 95 a 97 | Coinvolgimento in attività collegate ad attività nel settore dei combustibili fossili, paragrafo 40, lettera d), punto i) SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 4 Terzo pilastro - Articolo 449 bis del regolamento (UE) n. 575/2013; regolamento di esecuzione (UE) 2022/2453 della Commissione(6), tabella 1 – Informazioni qualitative sul rischio ambientale e tabella 2 – Informazioni qualitative sul rischio sociale Regolamento sugli indici di riferimento - Regolamento delegato (UE) 2020/1816 della Commissione, allegato II
Coinvolgimento in attività collegate alla produzione di sostanze chimiche, paragrafo 40, lettera d), punto ii) SFDR - Allegato I, tabella 2, indicatore n. 9 Regolamento sugli indici di riferimento - Regolamento delegato (UE) 2020/1816 della Commissione, allegato II
Partecipazione ad attività connesse ad armi controverse, paragrafo 40, lettera d), punto iii) SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 14 Regolamento sugli indici di riferimento - Articolo 12, paragrafo 1, del regolamento delegato (UE) 2020/1818(7) e allegato II del regolamento delegato (UE) 2020/1816
Coinvolgimento in attività collegate alla coltivazione e alla produzione di tabacco, paragrafo 40, lettera d), punto iv) Regolamento sugli indici di riferimento - Articolo 12, paragrafo 1, del regolamento delegato (UE) 2020/1818 e allegato II del regolamento delegato (UE) 2020/1816
SBM-2 | 97-98 |
SBM-3 | 98 |
IRO-1 | 98 |
IRO-2 | 100 |
E1 |  |
E1-1 | 123-124 | Piano di transizione per conseguire la neutralità climatica entro il 2050, paragrafo 14 Normativa dell'EU sul clima - Articolo 2, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2021/1119
Imprese escluse dagli indici di riferimento allineati con l'accordo di Parigi, paragrafo 16, lettera g) Terzo pilastro - Articolo 449 bis del regolamento (UE) n. 575/2013; regolamento di esecuzione (UE) 2022/2453 della Commissione, modello 1: Portafoglio bancario – Indicatori del potenziale rischio di transizione connesso ai cambiamenti climatici: Qualità creditizia delle esposizioni per settore, emissioni e durata residua Regolamento sugli indici di riferimento - Articolo 12, paragrafo 1, lettere a d) a g), e paragrafo 2, del regolamento delegato (UE) 2020/1818
ESRS 2- GOV-3 | 123-124 |
ESRS 2 SBM-3 | 124 a 127 |
ESRS 2 IRO-1 | 124 a 127 |
E1-2 | 127 |
MDR-P | 127 |
MDR-A | 127 a 131 |
E1-3 | 127 a 131 |
MDR-T | 131-132 |
E1-4 | 131-132 | Obiettivi di riduzione delle emissioni di GES, paragrafo 34 SFDR - Allegato I, tabella 2, indicatore n. 4 Terzo pilastro - Articolo 449 bis del regolamento (UE) n. 575/2013; regolamento di esecuzione (UE) 2022/2453 della Commissione, modello 3: Portafoglio bancario – Indicatori del potenziale rischio di transizione connesso ai cambiamenti climatici: metriche di allineamento Regolamento sugli indici di riferimento - Articolo 6 del regolamento delegato (UE) 2020/1818
E1-5 | 132-133 | Consumo di energia da combustibili fossili disaggregato per fonte (solo settori ad alto impatto climatico), paragrafo 38 SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 5 e allegato I, tabella 2, indicatore n. 5

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Consumo di energia e mix energetico, paragrafo 37 SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 5
Intensità energetica associata con attività in settori ad alto impatto climatico, paragrafi da 40 a 43 SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 6
E1-6 | 133-135 | Emissioni lorde di ambito 1, 2, 3 ed emissioni totali di GES, paragrafo 44 SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatori nn. 1 e 2 Terzo pilastro - Articolo 449 bis del regolamento (UE) n. 575/2013; regolamento di esecuzione (UE) 2022/2453 della Commissione, modello 1: Portafoglio bancario – Indicatori del potenziale rischio di transizione connesso ai cambiamenti climatici: Qualità creditizia delle esposizioni per settore, emissioni e durata residua Regolamento sugli indici di riferimento - Articolo 5, paragrafo 1, articolo 6 e articolo 8, paragrafo 1, del regolamento delegato (UE) 2020/1818
Intensità delle emissioni lorde di GES, paragrafi da 53 a 55 SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 3 Terzo pilastro - Articolo 449 bis del regolamento (UE) n. 575/2013; regolamento di esecuzione (UE) 2022/2453 della Commissione, modello 3: Portafoglio bancario – Indicatori del potenziale rischio di transizione connesso ai cambiamenti climatici: metriche di allineamento Regolamento sugli indici di riferimento - Articolo 8, paragrafo 1, del regolamento delegato (UE) 2020/1818
E1-7 | 135 | Assorbimenti di GES e crediti di carbonio, paragrafo 56 Normativa dell'EU sul clima - Articolo 2, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2021/1119
E1-8 | 135 |
E1-9 | Phase-in |
E2 59 | Non materiale |
E3 60 | Non materiale |
E4 61 | Non materiale |
E5 |  |
IRO-1 | 135-136 |
MDR-P | 136 |
E5-1 | 136 |
MDR-A | 136 a 138 |
MDR-M | 136-137 |
MDR-T | 137 |
E5-2 | 136 a 138 |
E5-3 | 137 a 139 |
E5-4 | 138 |
E5-5 | 138-139 | Rifiuti non riciclati, paragrafo 37, lettera d) SFDR - Allegato I, tabella 2, indicatore n. 13
Rifiuti pericolosi e rifiuti radioattivi, paragrafo 39 SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 9
E5-6 | Non materiale |
Perdite idriche |  |
MDR-P | 139-140 |
MDR-A | 140-141 |
MDR-M | 140-141 |
MDR-T | 140-141 |
S1 |  |
ESRS 2 SBM-2 | 141-142 |
ESRS 2 SBM-3 | 142-144 | Rischio di lavoro forzato, paragrafo 14, lettera f) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 13
Rischio di lavoro minorile, paragrafo 14, lettera g) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 12
S1-1 | 144 | Impegni politici in materia di diritti umani, paragrafo 20 SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 9 e allegato I, tabella 1, indicatore n. 11
Politiche in materia di dovuta diligenza sulle questioni oggetto delle convenzioni fondamentali da 1 a 8 dell'Organizzazione internazionale del lavoro, paragrafo 21 Regolamento sugli indici di riferimento - Regolamento delegato (UE) 2020/1816 della Commissione, allegato II

59 Nel corso dell’esercizio 2025, le emissioni totali di NO x del Gruppo corrispondono a 26,2 tonnellate.
60 Nel corso dell’esercizio 2025, i prelievi totali di risorsa idrica del Gruppo corrispondono a 0,059 milioni di metri cubi (coincidono con gli scarichi, quindi i consumi sono nulli).
61 Dalla valutazione di dettaglio effettuata durante l’anno, il tema della biodiversità è stato confermato non essere rilevante né da un punto di vista di rilevanza dell’Impatto né di rilevanza finanziaria, in quanto Italgas opera prevalentemente in ambito urbano e stradale, dai “city gate” ai contatori.
122

Procedure e misure per prevenire la tratta di esseri umani, paragrafo 22 SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 11
Politica di prevenzione o sistema di gestione degli infortuni sul lavoro, paragrafo 23 SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 1
MDR-P | 144 |
S1-2 | 144-145 |
S1-3 | 145 | Meccanismi di trattamento dei reclami/delle denunce, paragrafo 32, lettera c) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 5
S1-4 | 146 a 149 |
S1-5 | 150 |
MDR-T | 150 |
MDR-M | 150 |
S1-6 | 150-151 |
S1-7 | 152 |
S1-8 | 152 a 154 |
S1-9 | 154 |
S1-10 | 154-155 |
S1-11 | 155 |
S1-12 | 155 |
S1-13 | 155-156 |
S1-14 | 156-157 | Numero di decessi e numero e tasso di infortuni connessi al lavoro, paragrafo 88, lettere b) e c) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 2 Regolamento sugli indici di riferimento - Regolamento delegato (UE) 2020/1816 della Commissione, allegato II
Numero di giornate perdute a causa di ferite, infortuni, incidenti mortali o malattie, paragrafo 88, lettera e) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 3
S1-15 | 157 |
S1-16 | 157-158 | Divario retributivo di genere non corretto, paragrafo 97, lettera a) SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 12 Regolamento sugli indici di riferimento - Regolamento delegato (UE) 2020/1816 della Commissione, allegato II
Eccesso di divario retributivo a favore dell'amministratore delegato, paragrafo 97, lettera b) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 8
S1-17 | 158 | Incidenti legati alla discriminazione, paragrafo 103, lettera a) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 7
Mancato rispetto dei principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani e OCSE, paragrafo 104, lettera a) SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 10 e allegato I, tabella 3, indicatore n. 14 Regolamento sugli indici di riferimento - Allegato II del regolamento delegato (UE) 2020/1816 e articolo 12, paragrafo 1, del regolamento delegato (UE) 2020/1818
S2 |  |
ESRS 2 - SBM-2 | 158-159 |
ESRS 2 - SBM-3 | 159-160 | Grave rischio di lavoro minorile o di lavoro forzato nella catena del lavoro, paragrafo 11, lettera b) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatori nn. 12 e 13
S2-1 | 160 | Impegni politici in materia di diritti umani, paragrafo 17 SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 9 e allegato I, tabella 1, indicatore n. 11
Politiche connesse ai lavoratori nella catena del valore, paragrafo 18 SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatori nn. 11 e 4
Mancato rispetto dei principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani e delle linee guida dell'OCSE, paragrafo 19 SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 10 Regolamento sugli indici di riferimento - Allegato II del regolamento delegato (UE) 2020/1816 e articolo 12, paragrafo 1, del regolamento delegato (UE) 2020/1818
Politiche in materia di dovuta diligenza sulle questioni oggetto delle convenzioni fondamentali da 1 a 8 dell'Organizzazione internazionale del lavoro, paragrafo 19 Regolamento sugli indici di riferimento - Regolamento delegato (UE) 2020/1816 della Commissione, allegato II
MDR-P | 160 |
S2-2 | 161 |
S2-3 | 162 |

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S2-4 | 162-163 | Problemi e incidenti in materia di diritti umani nella sua catena del valore a monte e a valle, paragrafo 36 SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 14
S2-5 | 163-164 |
MDR-T | 163-164 |
MDR-M | 163-164 |
S3 |  |
ESRS 2 SBM-2 | 164 |
ESRS 2 SBM-3 | 164 |
S3-1 | 164-165 | Impegni politici in materia di diritti umani, paragrafo 16 SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 9 e allegato I, tabella 1, indicatore n. 11
Mancato rispetto dei principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani, dei principi dell'OIL o delle linee guida dell'OCSE, paragrafo 17 SFDR - Allegato I, tabella 1, indicatore n. 10 Regolamento sugli indici di riferimento - Allegato II del regolamento delegato (UE) 2020/1816 e articolo 12, paragrafo 1, del regolamento delegato (UE) 2020/1818
MDR-P | 164-165 |
S3-2 | 165-166 |
S3-3 | 166 |
S3-4 | 166 a 168 | Problemi e incidenti in materia di diritti umani, paragrafo 36 SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 14
MDR-A | 166 a 168 |
S3-5 | 168-169 |
MDR-M | 168-169 |
MDR-T | 168-169 |
S4 | Non materiale |
G1 |  |
ESRS 2 GOV-1 | 169-170 |
ESRS 2 IRO-1 | 169-170 |
G1-1 | 170 a 172 | Convenzione delle Nazioni Unite contro la corruzione, paragrafo 10, lettera b) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 15
Protezione degli informatori, paragrafo 10, lettera d) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 6
MDR-P | 170 A 172 |
G1-2 | 172 |
G1-3 | 173 |
G1-4 | 174 | Ammende inflitte per violazioni delle leggi contro la corruzione attiva e passiva, paragrafo 24, lettera a) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 17 Regolamento sugli indici di riferimento - Allegato II del regolamento delegato (UE) 2020/1816
Norme di lotta alla corruzione attiva e passiva, paragrafo 24, lettera b) SFDR - Allegato I, tabella 3, indicatore n. 16
G1-5 | 174-175 |
G1-6 | 175 |
MDR-A | 175 |
MDR-M | 175 |
MDR-T | 175 |

Le Politiche del Gruppo Italgas
Gli indirizzi strategici del Gruppo, declinati nel Piano di Creazione di Valore Sostenibile 2025-2031 in obiettivi e azioni nel breve e medio-lungo termine, sono sviluppati in coerenza con i Sustainable Development Goals
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delle Nazioni Unite e sono formalizzati in una serie di politiche che, muovendo dai principi espressi nel Codice Etico, delineano impegno e linee di intervento. I contenuti principali delle singole politiche sono descritti nei rispettivi capitoli di riferimento, ai quali si rimanda per un’illustrazione dettagliata degli elementi essenziali.

E1 | Politica per il cambiamento climatico
E5 | Politica HSEQE (Health, Safety, Environment, Quality, Energy Efficiency)
Entity Specific | Politica sulla gestione del servizio idrico integrato
S1 | Politica sui diritti umani Politica sui Diritti del Lavoro e le Pratiche Occupazionali Politica di Diversità, Parità di genere e Inclusione Politica HSEQE (Health, Safety, Environment, Quality, Energy Efficiency) Codice Etico
S2 | Politica sui diritti umani Codice Etico dei Fornitori
S3 | Politica per il cambiamento climatico Politica sui diritti umani
G1 | Codice Etico Corporate Compliance

Le Politiche del Gruppo Italgas si applicano a tutte le società del Gruppo, a tutti i dipendenti e, ove rilevante, agli stakeholders lungo la catena del valore.
L'Amministratore Delegato del Gruppo ha la responsabilità di supervisionare l'attuazione delle Politiche da parte del Gruppo, mentre gli Amministratori Delegati delle Società del Gruppo hanno la responsabilità di supervisionare e implementare le Politiche per ogni Società di cui sono responsabili.
Le Politiche sono diffuse attraverso canali di comunicazione interna ed esterna, come la intranet aziendale e il sito web, e sono supportate da iniziative di formazione, sensibilizzazione e momenti di consultazione con i dipendenti per raccogliere feedback e favorire il miglioramento continuo. Questi momenti di dialogo permettono di integrare le loro opinioni nei processi decisionali e rafforzare il senso di appartenenza.
7.2 Informazioni ambientali
Informativa a norma dell'articolo 8 del regolamento (UE) 2020/852 (regolamento sulla Tassonomia)
LA TASSONOMIA EUROPEA
La Tassonomia europea per le attività sostenibili è stata istituita con il Regolamento UE 2020/852 per definire un criterio univoco di classificazione delle attività economiche sostenibili dal punto di vista ambientale. Obiettivo dell’Unione Europea è fornire alle imprese, agli investitori e ai responsabili politici definizioni appropriate per le attività ecosostenibili utili, da un lato, per raggiungere gli obiettivi europei di medio e lungo periodo, orientandone gli investimenti, dall’altro, per offrire maggiore sicurezza agli investitori e alle aziende nelle loro scelte di investimento green . Italgas, attraverso i propri investimenti nelle reti gas per renderle vettore dei gas rinnovabili, nei contatori elettronici, nell’efficienza energetica e nella sempre maggiore riduzione delle potenziali perdite di rete (gas e idriche), contribuisce a perseguire la transizione energetica necessaria al
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raggiungimento degli obiettivi del Green Deal europeo, assicurando allo stesso tempo la stabilità dei sistemi energetici.
Il regolamento UE 2020/852 definisce un’attività come ecosostenibile se contribuisce in modo sostanziale al raggiungimento di uno dei sei seguenti obiettivi ambientali:
• mitigazione dei cambiamenti climatici,
• adattamento ai cambiamenti climatici,
• uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine,
• transizione verso un’economia circolare,
• prevenzione e riduzione dell’inquinamento,
• protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi,
In particolare, la Tassonomia, così come oggi definita, prevede che un’attività sia:
• ammissibile , se inclusa nell'elenco delle attività economiche ecosostenibili contenuto negli atti delegati UE 2021/2139, UE 2023/2485 e UE 2023/2486, a prescindere dal fatto che tale attività rispetti i relativi criteri di vaglio tecnico e/o DNSH ( Do No Significant Harm) ,
• allineata , attività ammissibile che da un contributo sostanziale al raggiungimento di uno o più obiettivi ambientali descritti nel regolamento UE 2020/852, in conformità con i criteri di vaglio tecnico definiti dalla Commissione stessa e che non produce effetti negativi sui restanti obiettivi ( Do No Significant Harm - DNSH), nel rispetto delle garanzie minime di salvaguardia in tema di tutela del lavoro e dei diritti umani.
I dati riportati in questa sezione rispondono pertanto all’obbligo di rendicontazione avviato dal 2022 ai sensi dell’articolo 19 bis o dell’articolo 29 bis della Direttiva 2013/34/UE.
A partire dal 2026, a valere per l’anno di rendicontazione 2025, sono stati utilizzati i nuovi schemi previsti nella Regolamento 2026/73 pubblicato l’8 gennaio 2026.
I dati del 2024, si riferiscono a quanto pubblicato dal gruppo Italgas nello scorso esercizio, e non comprendono quindi i dati di 2i Rete Gas.
Principali assunzioni
Per definire la quota di ricavi, spese operative e spese in conto capitale derivanti da attività ammissibili o allineate alla Tassonomia, Italgas, ha utilizzato i Regolamenti Delegati UE 2021/2139, 2021/2178, 2023/2485 e 2023/2486 che hanno integrato il Regolamento 2020/852.. La quota di attività non ammissibili include tutte quelle attività che non rientrano tra quelle descritte nel Regolamento Delegato EU 2021/2139, 2023/2485 e 2023/2486 indipendentemente se queste attività possano o meno contribuire in modo significativo a uno dei sei obiettivi ambientali definiti nel regolamento UE 2020/852.
Metodologia
La mappatura delle attività ha riguardato in dettaglio le singole attività svolte da Italgas SpA e dalle proprie controllate. Il codice NACE associato alla società operativa non è stato considerato come vincolo di inclusione o esclusione dato che, nel caso di Italgas e delle sue controllate, il codice NACE riflette nella maggior parte
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dei casi l’attività principale svolta e non rispecchia necessariamente il dettaglio richiesto dalla Tassonomia. Per la definizione di “attività ammissibile” o di “attività allineata” si è pertanto considerata la coerenza con la definizione delle attività incluse negli atti delegati.
Nel 2025 è stato incluso nei dati anche il contributo di 2i Rete Gas, consolidata nel periodo di riferimento a partire dal 1° aprile 2025, a seguito dell’acquisto e della fusione della società. 62
Qualora un’attività possa essere considerata sia alla luce della mitigazione che dell’adattamento climatico, si è valutato lo scopo principale per cui tale attività è stata attuata e gli impatti prevalenti, garantendo in tal modo l’assenza di duplicazioni di dati. In generale, si è riscontrato che le attività di Italgas considerate rispondono all’obiettivo della mitigazione climatica, con l’eccezione delle attività comprese sotto la voce (2.1) Fornitura di acqua ricomprese sotto l’obiettivo ambientale “ uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine ” 63 . Si è poi proceduto alla valutazione del rispetto dei criteri di vaglio tecnico, dei criteri DNSH ( Do No Significant Harm per il danno significativo ai criteri ambientali) e del rispetto delle garanzie minime di salvaguardia per definire quali attività ammissibili fossero anche allineate secondo la Tassonomia.
Italgas svolge principalmente l’attività di distribuzione del gas e pertanto agisce per creare le migliori condizioni possibili per garantire che la propria rete sia “abilitata” alla distribuzione di idrogeno e/o altri gas rinnovabili. Italgas, nel suo ruolo non è tuttavia responsabile della produzione di tali gas né nella definizione delle soglie di blending , che sono in capo ad altri soggetti. Nel considerare le attività si è valutato quanto il Gruppo possa agire per facilitare e rendere possibile, nell’orizzonte di piano, la distribuzione di gas verdi oltre al metano.
Attività ammissibili
Ai sensi del Regolamento Delegato 2021/2139, 2023/2485 e 2023/2486 che integrano il Regolamento 2020/852, l’analisi condotta da Italgas a partire dal 2021 ha portato all’identificazione delle seguenti attività ammissibili di seguito esposte per ordine di rilevanza:
• ( 4.14) Reti di trasmissione e distribuzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio per quel che attiene l’attività di distribuzione gas
• (7.5) Installazione, manutenzione e riparazione di strumenti e dispositivi per la misurazione, la regolazione e il controllo delle prestazioni energetiche degli edifici per quel che attiene la misura
• (7.3) Installazione, manutenzione e riparazione di dispositivi per l’efficienza energetica per tutte le attività di efficienza energetica
• (3.10) Produzione di idrogeno
• (4.11) Accumulo di energia termica
• (2.1) Fornitura di acqua
• (5.1) Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta, trattamento e fornitura di acqua
• (5.2) Rinnovo di sistemi di raccolta, trattamento e fornitura di acqua
62 Per quanto riguarda i Capex, per comparabilità dei dati con il precedente esercizio di rendicontazione non sono stati inclusi nel denominatore i valori delle immobilizzazioni materiali, immateriali (escluso l'avviamento) e diritti d'uso, derivanti dall’acquisizione di 2i Rete Gas, avvenuta il 1° aprile 2025, pari a 5.351,4 milioni di euro. Il denominatore, calcolato tenendo in considerazione le voci specificate, ammonterebbe a 6.555 milioni di euro.
63 Acqua Campania si occupa di attività di trasporto con livelli di perdite idriche del 2,6%, in miglioramento anno su anno. La natura dell’attività di trasporto rende l’applicazione dell’indice ILI (Infrastructure Leakage Index) descritto nelle note di vaglio tecnico, in quanto è relativo alla distribuzione della risorsa idrica.
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• (4.1) Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica
• (7.1) Costruzione di nuovi edifici
• (7.2) Ristrutturazione di edifici esistenti
• (7.4) Installazione, manutenzione e riparazione di stazioni di ricarica per veicoli elettrici negli edifici
• (7.6) Installazione, manutenzione e riparazione di tecnologie per le energie rinnovabili
• (8.1) Elaborazione dei dati, hosting e attività connesse
• (9.3) Servizi professionali connessi alla prestazione energetica degli edifici
Ricavi allineati o ammissibili alla Tassonomia
La quota di ricavi allineati o ammissibili alla Tassonomia per l’anno 2025, in ottemperanza la paragrafo 1.1.1 dell’Allegato 1 al Regolamento Delegato 2021/2178, è calcolata come la somma dei ricavi derivati da prodotti o servizi associati ad attività rispettivamente allineate o ammissibili alla Tassonomia in proporzione ai ricavi netti totali del Gruppo (del perimetro precedentemente descritto) rilevati conformemente al principio contabile internazionale (IAS) n. 1, paragrafo (82: (a)), illustrati nella Nota Integrativa al bilancio consolidato al paragrafo 27.
I ricavi allineati includono le attività per cui sono rispettati i criteri di vaglio tecnico, i criteri DNSH e le garanzie minime di salvaguardia. In particolare, sono considerati allineati i ricavi derivanti dalla costruzione e dal potenziamento delle infrastrutture di distribuzione e misura del gas connessi agli accordi per i servizi in concessione, ai sensi di quanto previsto dall’IFRIC 12, per (i) la quota riferita alle attività volte a rendere la rete atta alla distribuzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, ivi incluse tutte le attività di riqualificazione della rete di distribuzione e le sue estensioni, effettuate con materiali idonei ad accogliere i nuovi gas rinnovabili (attività 4.14); (ii) la quota riferita alle attività di rilevamento delle perdite, di riparazione dei gasdotti esistenti e di altri elementi della rete, finalizzate alla riduzione delle perdite di metano (attività 4.14); e (iii) la quota riferita alle attività di installazione, manutenzione e riparazione dei contatori intelligenti per il gas (attività 7.5). E’ inoltre inclusa la quota parte della remunerazione del servizio di misura del gas relativa ai costi riconosciuti per l’installazione e manutenzione dei contatori intelligenti (attività 7.5). Sono inoltre inclusi i ricavi derivanti dalle attività relative all’efficienza energetica, del servizio idrico e ICT, coerenti con i criteri della Tassonomia.
Sono considerate ammissibili, ma non allineate, tutte quelle attività che, sebbene entrino nella lista del Regolamento Delegato UE 2021/2139, non ne rispettano tutti i criteri di vaglio tecnico e/o tutti i criteri DNSH.
La quota di ricavi considerata non ammissibile include tutte le attività non riconducibili ai punti precedenti.
Spese operative allineate o ammissibili alla Tassonomia
La quota di spese operative allineate o ammissibili (OpEx) è calcolata come rapporto tra i costi operativi relativi ad attività o processi rispettivamente allineati o ammissibili alla Tassonomia, in proporzione alle spese operative sostenute, in ottemperanza con quanto previsto al paragrafo 1.1.2 dell’Allegato 1 al Regolamento Delegato 2021/2178. Le spese operative includono da Regolamento Delegato, i costi diretti non capitalizzati legati a ricerca e sviluppo, misure di ristrutturazione di edifici, locazione a breve termine, manutenzione e
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riparazione nonché qualsiasi altra spesa diretta connessa alla manutenzione quotidiana di immobili, impianti e macchinari, necessaria per garantire il funzionamento continuo ed efficace di tali attivi.
Le spese operative di cui al paragrafo 1.1.2 dell’Allegato 1 al Regolamento Delegato 2021/2178 sono una quota parte di quelle illustrate nella Nota Integrativa al bilancio consolidato al paragrafo 28.
Le attività a cui tali spese si riferiscono sono quelle descritte nei paragrafi precedenti, a cui si aggiungono le spese operative relative ai servizi immobiliari.
Spese in conto capitale allineate o ammissibili alla Tassonomia
La quota dei costi in conto capitale (CapEx), in ottemperanza al paragrafo 1.1.2 dell’Allegato 1 al Regolamento Delegato 2021/2178, è calcolata come il rapporto tra gli investimenti in attività o processi ammissibili alla Tassonomia rispetto agli incrementi degli attivi materiali e immateriali durante il 2025, considerati prima dell’ammortamento, della svalutazione e di qualsiasi rivalutazione, compresi quelli derivanti da rideterminazioni e riduzioni di valore ed escluse le variazioni del fair value (valore equo) e quelli derivanti dall’aggregazione aziendale.
Ne risulta che i CapEx allineati alla Tassonomia includono tutti gli investimenti relativi alla installazione, manutenzione e riparazione dei contatori digitali. Per le attività di distribuzione del gas sono stati inclusi gli investimenti effettuati per rendere la rete atta alla distribuzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, ivi incluse tutte le attività di riqualificazione della rete di distribuzione e le sue estensioni, effettuate con materiali idonei ad accogliere i nuovi gas rinnovabili e la quota di investimenti inerente ad attività di rilevamento delle perdite, di riparazione dei gasdotti esistenti e di altri elementi della rete, finalizzate alla riduzione delle perdite di metano. Sono inoltre inclusi i CapEx relativi all’efficienza energetica, al servizio idrico, all’immobiliare e dell’ICT, coerenti con i criteri della Tassonomia.
Sono considerate ammissibili, ma non allineate, tutte quelle attività che, sebbene entrino nella lista del Regolamento Delegato UE 2021/2139, 2023/2485 e 2023/2486 non ne rispettano tutti i criteri di vaglio tecnico e/o tutti i criteri DNSH. In particolare, i CapEx ammissibili ma non allineata alla Tassonomia include le spese relative al progetto Power to Gas in quanto, per tale progetto, che si qualifica per la produzione di idrogeno verde da fonti rinnovabili (per cui senza produzione di carbonio), al momento della chiusura di questa analisi non è ancora disponibile la valutazione da parte di un ente terzo del livello di emissione. Ottenuta tale certificazione e in considerazione della natura delle attività, il progetto si qualificherà come rispondente ai criteri di vaglio tecnico e DNSH.
I CapEx considerati come non ammissibili, in continuità con lo scorso anno, includono tutte le attività che non rientrano tra quelle descritte nei Regolamenti Delegati EU 2021/2139, 2023/2485 e 2023/2486.
Non procurato danno significativo agli obiettivi ambientali (DNSH)
Mitigazione dei cambiamenti climatici: le attività considerate rispondono all’obiettivo di mitigazione del cambiamento climatico. Nel caso della attività “ (2.1) Fornitura di acqua” non viene richiesta la valutazione DNSH rispetto all’obiettivo di mitigazione del cambiamento climatico.
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Adattamento ai cambiamenti climatici: l’analisi dei rischi climatici fisici che pesano sulle attività di Italgas è integrata nel processo di pianificazione strategica e nel modello ERM del Gruppo e tiene conto della vulnerabilità delle specifiche attività, delle azioni di mitigazione poste in essere e delle soluzioni di adattamento. Per facilitare l'identificazione dei rischi legati al cambiamento climatico, la Funzione ERM svolge un'analisi specifica basata su scenari fisici per identificare i principali driver del cambiamento climatico che potrebbero impattare le attività di Italgas nell’ orizzonte temporale di breve (1 anno), medio (da 2 a 5 anni) e lungo periodo (oltre 5 anni), e, per ciascuno di tali driver, una lista predefinita di eventi di rischio/opportunità applicabili a Italgas. I rischi fisici sono valutati come bassi in considerazione delle azioni di mitigazione poste in essere. La lista dei rischi considerati è stata confrontata con quella riportata nell’Appendice A Allegato I del Regolamento Delegato EU 2021/2139. Dal confronto deriva che le attività non arrecano un danno significativo alla capacità di adattamento ai cambiamenti climatici, ovvero non conducono a un peggioramento degli effetti negativi del clima attuale o futuro su sé stesse, sulle persone, sulla natura o sull’attivo patrimoniale del Gruppo.
Inoltre, per quel che attiene ai beni fisici di nuova costruzione, le soluzioni di adattamento che riducono i principali rischi climatici che pesano sulle soluzioni stesse sono incorporate nelle fasi di progettazione e costruzione. Le altre attività considerate allineate sono state valutate non arrecare un danno significativo alla capacità di adattamento ai cambiamenti climatici, ovvero tali da non condurre a un peggioramento degli effetti negativi del clima attuale o futuro su sé stesse, sulle persone, sulla natura o sull’attivo patrimoniale del Gruppo.
Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine: Italgas non è tenuta, per le attività di distribuzione gas ed acqua, ad effettuare una valutazione di impatto ambientale ai sensi della direttiva 2011/92/UE. Tale mancanza di prescrizione è connaturata alla natura dell’attività di distribuzione. Va comunque notato che la posa delle tubature di distribuzione viene effettuata nel rispetto della normativa, inclusa quelle di carattere ambientale e di tutela delle acque, sia nazionale che locale e previa autorizzazione delle autorità competenti. Nel caso di Nepta, le azioni poste in essere mirano all’efficientamento nell’uso delle risorse idriche, la società distribuisce solo acque potabili e non è coinvolta in attività di trattamento di acque reflue.
Infine, la Politica HSEQE impegna il Gruppo all’utilizzo efficiente delle acque nello svolgimento delle attività del business. Dalle analisi svolte, non si ritiene che le attività svolte producano danno al buono stato o al buon potenziale dei corpi idrici (fiumi, laghi, canali, acque costiere) o delle acque marine
Transizione verso un'economia circolare: nelle proprie attività, Italgas persegue la riduzione e la prevenzione dell’inquinamento, la Politica HSEQE impegna il Gruppo alla riduzione dei rifiuti prodotti e alla promozione, laddove possibile, del loro recupero. Per le attività allineate è rispettato il principio di assenza di danno significativo in linea con le prescrizioni del Regolamento delegato (UE) 2021/2139. Per quel che attiene i componenti, i materiali edili impiegati, la gestione dei rifiuti e i progetti e le tecniche di costruzione nelle attività relative al punto 7.1 e 7.2 sono rispettati i criteri del Regolamento delegato (UE) 2021/2139.
Prevenzione e riduzione dell'inquinamento: nelle proprie attività, l’azienda persegue la riduzione e la prevenzione dell’inquinamento. La Politica HSEQE impegna il Gruppo alla riduzione dei rifiuti prodotti e alla promozione, laddove possibile, del loro recupero. Per quel che attiene la distribuzione, le apparecchiature
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considerate allineate ai fini della Tassonomia, rientrano nell’ambito di applicazione della direttiva 2009/125/CE sono conformi alla stessa e rappresentano la migliore tecnologia disponibile. Per quel che attiene i componenti e i materiali edili impiegati nelle attività relative al punto 7.1, 7.2 e 7.3 sono rispettati i criteri di cui all’appendice C e la normativa inclusa quella relativa al trattamento e allo smaltimento dell’amianto.
Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi: la Politica HSEQE impegna il Gruppo alla tutela degli aspetti di tutela ambientale e la gestione responsabile degli impatti ambientali significativi associati alle proprie attività, perseguendo la protezione e la cura dell’ambiente naturale e la lotta al cambiamento climatico, evitando la deforestazione, garantendo i ripristini e mantenendo gli equilibri dell’ecosistema e della biodiversità.
Italgas non è tenuta, per le attività di distribuzione gas e acqua, ad effettuare una valutazione di impatto ambientale ai sensi della direttiva 2011/92/UE. Per entrambe le reti, la posa delle condotte, dei relativi manufatti e i lavori di scavo vengono effettuati nel rispetto della normativa ambientale, limitando gli impatti sulla biodiversità e gli ecosistemi. Acqua Campania, per le attività di grande adduzione, è soggetta a valutazione di impatto ambientale ai sensi della direttiva 2011/92/UE. Anche per questa società la posa delle condotte, dei relativi manufatti e i lavori di scavo vengono effettuati nel rispetto della normativa ambientale, limitando gli impatti sulla biodiversità e gli ecosistemi.
Garanzie minime di salvaguardia
Il Codice Etic o di Italgas, il Codice Etico Fornitori e la Politica sui Diritti Umani delineano i principi di riferimento e le azioni intraprese per la tutela dei diritti umani, del rispetto delle leggi e del principio di concorrenza, del contrasto alla corruzione nello svolgimento delle attività del gruppo e, in generale, in ogni contesto in cui operano le persone di Italgas e i business partner. Tali principi sono in linea con quanto stabilito nelle linee guida OCSE destinate alle imprese multinazionali, nei Principi guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani e nelle Convenzioni fondamentali dell’ILO – International Labour Organization. La Politica per la Prevenzione e le discriminazioni e la tutela della Dignità del Personale del gruppo e la Politica di diversità e inclusione rinforzano gli impegni del gruppo nella tutela dei Diritti Umani.
Italgas e le proprie partecipate si sono dotate di modelli di organizzazione, gestione e controllo (Modelli 231), volti a prevenire la commissione di illeciti che possano comportare la responsabilità amministrava dell’ente, nonché di sistemi di Controllo Interno e di Gestione dei rischi che garantiscono il rispetto delle garanzie minime di salvaguardia.
È inoltre richiesto a tutti i fornitori di confermare il rispetto dei diritti umani e del lavoro attraverso l’accettazione della Politica di Italgas sui Diritti Umani, salute e sicurezza, salvaguardia ambientale e gestione etica e responsabile del business. Il gruppo effettua attività di due diligence in materia di diritti umani che coinvolge sia le Società del Gruppo che i fornitori. Si rimanda alle sezioni S1 e S2 per una descrizione delle azioni messe in campo per 1) garantire il presidio dei diritti umani mediante politiche, azioni, target, canali di segnalazione e meccanismi di rimedio; 2) promuovere e verificare il rispetto da parte dei fornitori dei diritti umani, tra cui verifica reputazionale, processo di qualifica, iniziative di coinvolgimento e formazione dei fornitori, audit ESG e in materia di salute e sicurezza, disponibilità dei canali di segnalazione e meccanismi di rimedi.
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Per i temi relativi alla tassazione, il Gruppo Italgas si è dotato di una Strategia Fiscale, intesa come l’insieme di principi e linee guida ispirate da valori espressi nel proprio Codice Etico di trasparenza e legalità, i quali guidano non soltanto le scelte fiscali, ma anche quelle legate al core business del Gruppo nel suo complesso. Inoltre, al fine di garantire un adeguato presidio della variabile fiscale ha adottato un sistema di controllo interno integrato sui rischi di natura fiscale (c.d. Tax Control Framework - TCF). Il TCF è inserito nel più ampio Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi del Gruppo Italgas e assicura il presidio della variabile fiscale. Il regime di Adempimento Collaborativo (Cooperative Compliance) di cui al D.lgs. n. 128/2015 e s.m.i. riduce il livello di incertezza sulle questioni di carattere fiscale e previene l’insorgere di controversie fiscali mediante forme di interlocuzione continuative e preventive sulle situazioni suscettibili di generare rischi fiscali. Attualmente le società in regime di Adempimento Collaborativo sono: Italgas S.p.A., Italgas Reti S.p.A., Toscana Energia S.p.A., Medea S.p.A., BluDigit S.p.A., Geoside S.p.A. e Newco S.p.A.. La permanenza nel regime consente un’interlocuzione continua e preventiva con l’Agenzia delle Entrate e rappresenta un indicatore della costante applicazione di quei principi di correttezza, trasparenza e consapevolezza dell’assolvimento dell’obbligazione tributaria che caratterizzano la politica di comportamento aziendale in relazione alla variabile fiscale. Anche riguardo ai fornitori, vengono svolte verifiche reputazionale e circa il possesso di requisiti di ordine generale, anche inerenti regolarità fiscale e contributiva. Si rimanda alla sezione S2 per maggiori dettagli.
Sono riportati i ricavi, le spese in conto capitale e le spese operative associate alle attività ammissibile. Non si è fornita informazione rispetto ad altri KPI oltre a quelli richiesti dal regolamento delegato (UE) 2021/2178.
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Esercizio finanziario 2025 |  |  |  |  | Scomposizione per obiettivo ambientale delle attività allineate alla Tassonomia |  |  |  |  |
KPI | Totale | Quota di attività ammissibile alla Tassonomia | Attività allineate alla Tassonomia | Quota di attività allineate alla Tassonomia | Mitigazione dei cambiamenti climatici | Adattamento ai cambiamenti climatici | Acqua | Economia circolare | Inquinamento | Biodiversità | Quota di attività abilitanti | Quota di attività di transizione | Attività non valutate considerate non rilevanti | Attività allineate alla Tassonomia nell’esercizio finanziario precedente (N-1) | Quota di attività allineate alla Tassonomia nell’esercizio finanziario precedente (N-1)
Fatturato | 3.589,0 | 33,1% | 1.185,8 | 33,1% | 30,7% | 0% | 2,3% | 0% | 0% | 0% | 7,7% | 0,0% | 0% | 865,7 | 34,1%
CapEx | 1.203,6 | 86,1% | 1.030,2 | 85,6% | 85,3% | 0% | 0,2% | 0% | 0% | 0% | 12,5% | 1,7% | 0% | 765,3 | 78,8%
OpEx | 153,4 | 78,7% | 111,4 | 72,7% | 64,3% | 0% | 8,4% | 0% | 0% | 0% | 42,9% | 0,0% | 0% | 66,4 | 69,6%

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Esercizio finanziario 2025 Ricavi €Milioni |  |  |  |  | Obiettivo ambientale delle attività allineate alla Tassonomia |  |  |
Attività economiche | Codice | KPI ammissibile alla Tassonomia (quota di fatturato ammissibile alla Tassonomia) | KPI allineato alla Tassonomia (valore monetario di fatturato) | KPI allineato alla Tassonomia (quota di fatturato allineata alla Tassonomia) | Mitigazione dei cambiamenti climatici | Adattamento ai cambiamenti climatici | Acqua | Economia circolare | Inquinamento | Biodiversità | Attività abilitante | Attività di transizione | Quota allineata alla Tassonomia sul totale ammissibile alla Tassonomia
2.1 Fornitura d’acqua | WTR 2.1 | 2,3% | 84,1 | 2,3% |  |  | 2,3% |  |  |  |  |  | 100%
4.1 Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica; | CCM 4.1 | 0,1% | 4,1 | 0,1% | 0,1% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
4.14 Reti di trasmissione e distribuzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio per quel che attiene l’attività di distribuzione gas; | CCM 4.14 | 22,6% | 812,0 | 22,6% | 22,6% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
5.1 Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta, trattamento e fornitura di acqua; | CCM 5.1 | 0,3% | 10,8 | 0,3% | 0,3% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
7.3 Installazione, manutenzione e riparazione di dispositivi per l’efficienza energetica per tutte le attività di efficienza energetica; | CCM 7.3 | 2,5% | 89,0 | 2,5% | 2,5% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
7.5 Installazione, manutenzione e riparazione di strumenti e dispositivi per la misurazione, la regolazione e il controllo delle prestazioni energetiche degli edifici per quel che attiene la misura; | CCM 7.5 | 5,1% | 182,3 | 5,1% | 5,1% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
7.6 Installazione, manutenzione e riparazione di tecnologie per le energie rinnovabili; | CCM 7.6 | 0,0% | 1,5 | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
9.3 Servizi professionali connessi alla prestazione energetica degli edifici. | CCM 9.3 | 0,1% | 2,0 | 0,1% | 0,1% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
3.10 Produzione di idrogeno | CCM 3.10 | 0,1% | - | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  |  |  |

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4.15 Distribuzione del teleriscaldamento/teleraffrescamento; | CCM 4.15 | 0,0% | - | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  |  |  |
Somma allineamento per obiettivo |  |  |  |  | 30,7% | 0,0% | 2,3% | 0,0% | 0,0% | 0,0% |  |  |
Totale KPI (fatturato) |  | 33,1% | 1.185,8 | 33,0% | 30,7% | 0,0% | 2,3% | 0,0% | 0,0% | 0,0% |  |  |

Il codice contiene l’abbreviazione dell’obiettivo al quale l’attività economica può apportare un contributo sostanziale, e il numero della sezione dell’attività nel corrispondente allegato dell’obiettivo, vale a dire: CCM mitigazione dei cambiamenti climatici; CCA adattamento ai cambiamenti climatici; WTR acque e risorse marine; CE economia circolare; PPC prevenzione e riduzione dell’inquinamento; BIO biodiversità ed ecosistemi.
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Opex Esercizio finanziario 2025 €Milioni |  |  |  |  | Obiettivo ambientale delle attività allineate alla Tassonomia |  |  |
Attività economiche | Codice | KPI ammissibile alla Tassonomia (quota di OpEx ammissibile alla Tassonomia) | KPI allineato alla Tassonomia (valore monetario di OpEx) | KPI allineato alla Tassonomia (quota di OpEx allineata alla Tassonomia) | Mitigazione dei cambiamenti climatici | Adattamento ai cambiamenti climatici | Acqua | Economia circolare | Inquinamento | Biodiversità | Attività abilitante | Attività di transizione | Quota allineata alla Tassonomia sul totale ammissibile alla Tassonomia
2.1 Fornitura d’acqua | WTR 2.1 | 8,4% | 12,9 | 8,4% |  |  | 8,4% |  |  |  |  |  | 100%
4.1 Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica; | CCM 4.1 | 0,3% | 0,5 | 0,3% | 0,3% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
4.14 Reti di trasmissione e distribuzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio per quel che attiene l’attività di distribuzione gas; | CCM 4.14 | 21,0% | 32,1 | 21,0% | 21,0% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
5.1 Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta, trattamento e fornitura di acqua; | CCM 5.1 | 0,1% | 0,1 | 0,1% | 0,1% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
7.3 Installazione, manutenzione e riparazione di dispositivi per l’efficienza energetica per tutte le attività di efficienza energetica; | CCM 7.3 | 38,9% | 59,7 | 38,9% | 38,9% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
7.5 Installazione, manutenzione e riparazione di strumenti e dispositivi per la misurazione, la regolazione e il controllo delle prestazioni energetiche degli edifici per quel che attiene la misura; | CCM 7.5 | 2,1% | 3,2 | 2,1% | 2,1% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
7.6 Installazione, manutenzione e riparazione di tecnologie per le energie rinnovabili; | CCM 7.6 | 0,0% | - | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  | A |  | -
9.3 Servizi professionali connessi alla prestazione energetica degli edifici. | CCM 9.3 | 1,9% | 3,0 | 1,9% | 1,9% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
4.15 Distribuzione del teleriscaldamento/teleraffrescamento; | CCM 4.15 | 0,0% | - | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  |  |  | -
8.1 Elaborazione dei dati, hosting e attività connesse | CCM 8.1 | 6,1% | - | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  |  |  | 0%
Somma allineamento per obiettivo |  |  |  |  | 64,3% | 0,0% | 8,4% | 0,0% | 0,0% | 0,0% |  |  |
Totale KPI (OpEx) |  | 78,7% | 111,4 | 72,7% | 64,3% | 0,0% | 8,4% | 0,0% | 0,0% | 0,0% |  |  |

Il codice contiene l’abbreviazione dell’obiettivo al quale l’attività economica può apportare un contributo sostanziale, e il numero della sezione dell’attività nel corrispondente allegato dell’obiettivo, vale a dire: CCM mitigazione dei cambiamenti climatici; CCA adattamento ai cambiamenti climatici; WTR acque e risorse marine; CE economia circolare; PPC prevenzione e riduzione dell’inquinamento; BIO biodiversità ed ecosistemi.
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Capex, Esercizio finanziario 2025 €Milioni |  |  |  |  | Obiettivo ambientale delle attività allineate alla Tassonomia |  |  |
Attività economiche | Codice | KPI ammissibile alla Tassonomia (quota di CapEx ammissibile alla Tassonomia) | KPI allineato alla Tassonomia (valore monetario di CapEx) | KPI allineato alla Tassonomia (quota di CapEx allineata alla Tassonomia) | Mitigazione dei cambiamenti climatici | Adattamento ai cambiamenti climatici | Acqua | Economia circolare | Inquinamento | Biodiversità | Attività abilitante | Attività di transizione | Quota allineata alla Tassonomia sul totale ammissibile alla Tassonomia
2.1 Fornitura d’acqua | WTR 2.1 | 0,2% | 3,0 | 0,2% |  |  | 0,2% |  |  |  |  |  | 100%
4.1 Produzione di energia elettrica mediante tecnologia solare fotovoltaica; | CCM 4.1 | 0,1% | 0,7 | 0,1% | 0,1% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
4.11 Accumulo di energia termica; | CCM 4.11 | 0,0% | 0,00 | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
4.14 Reti di trasmissione e distribuzione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio per quel che attiene l’attività di distribuzione gas; | CCM 4.14 | 70,4% | 847,8 | 70,4% | 70,4% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
5.1 Costruzione, espansione e gestione di sistemi di raccolta, trattamento e fornitura di acqua; | CCM 5.1 | 0,1% | 1,1 | 0,1% | 0,1% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
5.2 Rinnovo di sistemi di raccolta, trattamento e fornitura di acqua; | CCM 5.2 | 0,5% | 5,8 | 0,5% | 0,5% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
7.1 Costruzione di nuovi edifici | CCM 7.1 | 0,0% | 0,6 | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  |  |  | 100%
7.2 Ristrutturazione di edifici esistenti | CCM 7.2 | 1,7% | 20,5 | 1,7% | 1,7% |  |  |  |  |  |  | T | 100%
7.3 Installazione, manutenzione e riparazione di dispositivi per l’efficienza energetica per tutte le attività di efficienza energetica; | CCM 7.3 | 0,8% | 9,1 | 0,8% | 0,8% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
7.4 Installazione, manutenzione e riparazione di stazioni di ricarica per veicoli elettrici negli edifici | CCM 7.4 | 0,0% | 0,0 | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  | A |  | 100%

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7.5 Installazione, manutenzione e riparazione di strumenti e dispositivi per la misurazione, la regolazione e il controllo delle prestazioni energetiche degli edifici per quel che attiene la misura; | CCM 7.5 | 11,6% | 140,1 | 11,6% | 11,6% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
7.6 Installazione, manutenzione e riparazione di tecnologie per le energie rinnovabili; | CCM 7.6 | 0,1% | 1,6 | 0,1% | 0,1% |  |  |  |  |  | A |  | 100%
3.10 Produzione di idrogeno | CCM 3.10 | 0,3% | 0,0 | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  |  |  | 0%
8.1 Elaborazione dei dati, hosting e attività connesse | CCM 8.1 | 0,2% | 0,0 | 0,0% | 0,0% |  |  |  |  |  |  |  | 0%
Somma allineamento per obiettivo |  |  |  |  | 85,3% | 0,0% | 0,2% | 0,0% | 0,0% | 0,0% |  |  |
Totale KPI (CapEx) |  | 86,1% | 1.030,2 | 85,6% | 85,3% | 0,0% | 0,2% | 0,0% | 0,0% | 0,0% |  |  |

Il codice contiene l’abbreviazione dell’obiettivo al quale l’attività economica può apportare un contributo sostanziale, e il numero della sezione dell’attività nel corrispondente allegato dell’obiettivo, vale a dire: CCM mitigazione dei cambiamenti climatici; CCA adattamento ai cambiamenti climatici; WTR acque e risorse marine; CE economia circolare; PPC prevenzione e riduzione dell’inquinamento; BIO biodiversità ed ecosistemi.
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ESRS E1 – Cambiamenti climatici
Piano di transizione per la mitigazione dei cambiamenti climatici e Integrazione delle prestazioni in termini di sostenibilità nei sistemi di incentivazione (E1-1, ESRS 2 GOV-3)
Italgas ha adottato un piano di transizione che allinea il modello di business e le operazioni del Gruppo al percorso di limitazione del riscaldamento globale a 1,5°C come previsto dall'Accordo di Parigi e agli obiettivi climatici dell'Unione Europea. Il piano si propone di raggiungere il net zero carbon per le emissioni Scope 1 e 2 market-based e Scope 3 supply chain entro il 2050, fissando specifici obiettivi intermedi sia sul business distribuzione gas sia su quello del servizio idrico (si faccia riferimento al paragrafo “Obiettivi relativi alla mitigazione dei cambiamenti climatici e all'adattamento agli stessi (E1-4, MDR-T”).
Il piano di transizione di Italgas 64 , costruito sui pilastri della sostenibilità, della crescita e dell’innovazione, è pienamente integrato nel Piano Strategico 2025–2031 del Gruppo approvato dal Consiglio di Amministrazione 65.
Il Piano Strategico incorpora queste considerazioni nella pianificazione finanziaria, incluse le pianificazioni strategiche di CapEx e OpEx, assicurando che gli obiettivi di sostenibilità influenzino le decisioni a tutti i livelli – dalla generazione di ricavi, alla gestione degli asset.
La Politica di Remunerazione del Gruppo è allineata agli obiettivi del piano di transizione. Il documento, redatto dal Comitato Nomine e Remunerazioni e sottoposto al controllo e all'approvazione del Consiglio di Amministrazione, prevede compensi di breve termine e di lungo termine per il Management del Gruppo, incluso l'Amministratore Delegato, connessi al raggiungimento di target climatici (si faccia riferimento al DR GOV-3).
Il piano di transizione include la strategia del Gruppo per affrontare proattivamente sia i rischi climatici fisici, connessi all'impatto dei disastri naturali sull'integrità delle reti garantendone la resilienza rispetto alla crescente variabilità climatica, sia quelli di transizione.
Nei fatti, gli scenari confermano che le reti di distribuzione del gas sono un’infrastruttura fondamentale al raggiungimento degli obiettivi climatici europei. La completa digitalizzazione delle reti pianificata e realizzata dal Gruppo consentirà il trasporto sicuro di miscele di gas rinnovabili, come biometano, metano sintetico e idrogeno, che andranno progressivamente a sostituire il gas naturale fossile. Questo upgrade tecnologico contribuisce direttamente alla riduzione delle emissioni e conferma, al contempo, la rilevanza delle infrastrutture gas esistenti fino ad oltre il 2050. Integrando i gas rinnovabili, il Gruppo Italgas supporta una transizione energetica inclusiva, economicamente sostenibile e resiliente in tutti i territori in cui opera (si faccia riferimento al DR E1-4).
Nonostante l'assenza di una metodologia specifica dell'iniziativa Science-Based Targets (SBTi) per il settore oil & gas – in particolare per la distribuzione del gas – i target di Italgas sono comunque allineati alla traiettoria prevista dall'approccio intersettoriale della SBTi per uno scenario di 1,5°C rispetto ai livelli preindustriali, in coerenza con l'Accordo di Parigi. Italgas resta impegnata a ottenere la validazione formale da parte della SBTi
64 Prevede elementi su un orizzonte temporale fino al 2050.
65 Approvato il 29 ottobre 2025 https://www.italgas.it/wp-content/uploads/sites/2/2025/10/CS_Italgas-Piano-Strategico-2025-2031.pdf.
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non appena la metodologia settoriale sarà disponibile. Nel frattempo, l’azienda ha ottenuto la conferma di tale allineamento da parte di una società di consulenza indipendente (Carbonsink), specializzata nell'analisi di scenari climatici. L’analisi di allineamento con uno scenario a 1,5° di tutti gli obiettivi del Gruppo (Scope 1 e Scope 2 market-based per distribuzione e gas e servizio idrico, Scope 3 - Supply Chain per entrambi i business) e delle traiettorie di emissioni di gas serra è stata effettuata mediante comparazione con le metodologie dall'IPCC 66 , del SBTi, della Temperature Scoring Methodology di CDP–WWF 67 e dell’IEA.
Il Gruppo ha definito specifiche leve di decarbonizzazione per l’implementazione del proprio piano di transizione, a supporto degli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra, illustrate in dettaglio nel DR E1- 3 / MDR-A. Inoltre, ha condotto una valutazione delle emissioni di gas climalteranti “locked-in” 68 associate ai principali asset dell'azienda, identificando come potenziali emissioni "bloccate" le emissioni fuggitive residue che permangono anche a valle di tutti gli interventi di minimizzazione delle perdite.
L'attività comprende il rilevamento delle perdite e la riparazione dei gasdotti esistenti e di altri elementi della rete per ridurre le perdite di metano. Questo spiega l’alto livello di allineamento degli investimenti in conto capitale implementati nelle reti di distribuzione del gas nel 2025 secondo i criteri dei Regolamenti Delegati della Commissione (UE) 2020/852, 2021/2139, 2021/2139, 2023/2485 e 2023/2486 (Regolamenti Delegati sulla Tassonomia) relativi alla Tassonomia Europea.
Secondo i criteri di esclusione definiti nel Regolamento Delegato della Commissione (UE) 2020/1818 che definisce le norme minime per gli indici usati come riferimento per gli strumenti finanziari e nei contratti finanziari o per misurare la performance di fondi di investimento allineati con gli accordo di Parigi, Il Gruppo risulta escluso in quanto rientra nel sottoinsieme delle società che derivano più del 50% dei ricavi, calcolati secondo i principi contabili IFRS, dalla prospezione, estrazione, produzione o distribuzione di gas combustibili.
Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale e Descrizione dei processi per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti legati al clima (ESRS 2 SBM-3, ESRS 2 IRO-1)
La strategia di Italgas è influenzata dal cambiamento climatico: l'analisi degli scenari climatici e di Impatti, Rischi e Opportunità (IRO) correlati vengono costantemente considerati durante la stesura del Piano Strategico. L'individuazione e la valutazione degli IRO legati al cambiamento climatico è parte dell’analisi di doppia rilevanza, che ha considerato gli impatti rilevanti in ottica inside-out e i rischi/opportunità rilevanti dal punto di vista finanziario. Nella valutazione della rilevanza finanziaria sono stati identificati come rilevanti i seguenti rischi/opportunità legati al cambiamento climatico:
• Rischio di indebolimento del peso del gas quale vettore energetico
• Opportunità di abilitare l'utilizzo di gas rinnovabili per soddisfare la domanda residenziale
66 Fonte: IPCC - 6° Rapporto di valutazione
67 Metodologia di valutazione della temperatura, sviluppata dal Carbon Disclosure Project (CDP) e dal World Wide Fund For Nature (WWF) che traduce l'ambizione delle riduzioni delle emissioni di gas serra aziendali in valutazioni della temperatura.
68 Si intendono le emissioni stimate di GHG di Scope 1 e 2 nel corso della vita operativa degli attivi chiave e di quelli pianificati con certezza. Gli attivi chiave sono quelli di proprietà o sotto il controllo dell'impresa e consistono in attivi esistenti o pianificati (come installazioni fisse o mobili, impianti e attrezzature) che sono fonte di emissioni significative di GHG, dirette o indirette dalla generazione di energia. Gli attivi chiave pianificati con certezza sono quelli di cui l'impresa inizierà ad avvalersi con ogni probabilità entro i cinque anni successivi.
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Entrambi questi eventi sono considerati "Climate-related Transition Risks".
La valutazione della resilienza della strategia del Gruppo per mitigare e adattarsi ai cambiamenti climatici è stata elaborata su un'analisi degli scenari climatici che maggiormente rappresentano il contesto in cui opera Italgas, sia di transizione sia fisici, qualitativi e quantitativi, disponibili pubblicamente e che non escludono alcun rischio fisico e di transizione degli scenari climatici. L'analisi aiuta a identificare e valutare i potenziali impatti aziendali e a definire le risposte e le azioni necessarie per gestire tali rischi e opportunità.
Di seguito si riportano gli scenari utilizzati nell’analisi di resilienza.
Scenari di Transizione
Gli scenari di transizione sulla decarbonizzazione e la transizione energetica evidenziano la rilevanza del ruolo futuro del gas nel mix energetico, garantendo coerenza con gli obiettivi internazionali ed europei. Gli scenari presi in considerazione nell'impostazione del Piano strategico 2025-2031 sono elaborati sulla base delle previsioni della Commissione europea, il World Energy Outlook dell'Agenzia Internazionale per l'Energia (IEA), ENTSOG ed ENTSO-E, IRENA e i contributi nazionali (Piano nazionale per l'Energia e il Clima per Italia e Grecia, scenari Snam-Terna). In particolare, gli scenari IEA STEPS, APS e NZE sono stati analizzati con un focus sulla riduzione delle emissioni e le azioni di mitigazione necessarie per raggiungere l'obiettivo Net-Zero al 2050. Gli scenari ENTSO (e.g. ENTSOG-ENTSOE Distributed Energy and Global Ambition) sono stati analizzati per concentrarsi sui trend europei di domanda e offerta di gas nel perimetro di riferimento del Gruppo (Europa, Italia, Grecia), evoluzione prospettica del mix di gas (combustibili fossili, biometano, idrogeno e altre fonti rinnovabili) ed efficienza energetica. Gli scenari Snam-Terna si concentrano sul perimetro italiano e sono elaborati con un approccio integrato dai principali TSO del gas e dell'elettricità in Italia. Essi mostrano un'evoluzione del mix energetico verso il 2030 e il 2040, con una domanda complessiva di gas che rimane pressoché stabile nei prossimi decenni, grazie a un passaggio progressivo ai gas verdi, con un ruolo crescente del biometano nella decarbonizzazione del settore residenziale. Con riferimento al perimetro greco, viene considerato anche lo studio di previsione della domanda DESFA 2025- 2034, che prevede un aumento della domanda di gas, dovuto alla metanizzazione di nuove aree pianificate dal TSO greco (Macedonia Occidentale, Grecia Occidentale, Peloponneso, Epiro). Tutti gli scenari sono conformi all'Accordo di Parigi e all'ambizione dell'Unione Europea di raggiungimento del Net-Zero al 2050. Il potenziale accadimento di uno scenario energetico di maggiore transizione verso l'elettrificazione dei consumi, che comporterebbe nel lungo termine un calo dell’utilizzo del gas (gas naturale, biometano e idrogeno), è sensibile all'incertezza relativa a molteplici fattori di domanda e di offerta del mercato energetico, tra cui: i tempi raggiungimento della grid parity tra fonti convenzionali e energia rinnovabile; il percorso di sviluppo della produzione di gas rinnovabili, in particolare con riferimento ai volumi potenziali di biometano e di idrogeno, così come i relativi utilizzi finali; i regimi incentivanti dei combustibili rinnovabili; i tempi di adeguamento delle infrastrutture a scenari di penetrazione delle rinnovabili e elettrificazione dei consumi; lo sviluppo e la diffusione delle soluzioni tecnologiche disponibili per l'uso civile. L'effetto delle azioni di efficientamento energetico e l'adozione di buone pratiche nei consumi potrebbe non essere sufficiente a "rispettare" il calo di volumi di gas previsto dagli scenari e l'elettrificazione porterebbe nel lungo termine a un incremento dell'utilizzo di sistemi alimentati ad energia elettrica, piuttosto che a gas naturale / gas rinnovabili. In questo worst case scenario , l'impatto per il Gruppo nel lungo termine sarebbe quello di un calo delle attivazioni nette di punti di riconsegna nel settore residenziale. La conseguenza
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ultima sarebbe un impatto negativo sui ricavi del Gruppo, stante l'attuale meccanismo regolatorio che, in Italia, prevede una componente dei ricavi parametrica e dipendente dal numero dei PdR gestiti.
Scenari fisici
Sebbene i rischi fisici del cambiamento climatico non siano stati valutati come materiali, si riportano di seguito alcuni elementi sugli scenari fisici considerati nell’ambito del risk assessment. Gli scenari considerati sono i Representative Concentration Pathways (RCP) 8.5 e 4.5 dell'Intergovernmental Panel of Climate Change, entrambi di natura quantitativa, basati sulla fisica del clima e definiti in funzione della concentrazione di gas serra nell'atmosfera. Il primo selezionato da Italgas è l'RCP 8.5, che rappresenta lo scenario peggiore dell'IPCC, caratterizzato da conseguenze estreme e potenzialmente irreversibili sulle variabili meteorologiche e climatiche nell’ipotesi di assenza azioni di riduzione delle emissioni. In tale contesto, la crescita delle emissioni ai tassi attuali condurrebbe a livelli elevati di concentrazione di gas serra, compromettendo il contrasto al riscaldamento globale. Si assume, in questo scenario, che entro il 2100 le concentrazioni atmosferiche di CO 2 triplichino o quadruplichino (840-1120 ppm) rispetto ai livelli preindustriali (280 ppm). Si tratta di uno scenario ad alta intensità energetica, in cui il consumo totale continua a crescere nel corso del secolo, superando di oltre tre volte i livelli attuali. In secondo luogo, Italgas ha considerato lo scenario RCP 4.5, che non prevede ulteriori impegni di mitigazione da parte degli Stati rispetto a quelli già adottati, fatta eccezione per l'implementazione di alcune iniziative, quali l’utilizzo di nuove tecnologie e strategie per la riduzione delle emissioni di gas serra. In tale contesto, sono attesi interventi di transizione moderati e un peggioramento significativo dei parametri fisici del pianeta. Lo scenario RCP 4.5 è definito “ di stabilizzazione ” , in quanto prevede che le emissioni di CO 2 raggiungano il picco intorno alla metà del secolo e, entro il 2070, scendano al di sotto dei livelli attuali. La concentrazione atmosferica si stabilizza, entro la fine del secolo, a circa il doppio (520 ppm) dei livelli preindustriali. Nel complesso, questi scenari prevedono un incremento delle temperature medie compreso tra 1,25° e 2,5°C nel trentennio 2030-2050. Tale aumento varia in funzione delle zone climatiche e comporta un cambio di parametri fisici, anche nelle aree di operatività di Italgas (Italia e Grecia).
I principali parametri e rischi considerati da Italgas nell’ambito della valutazione sono i seguenti:
i. Aumento delle temperature (KPI utilizzati per l'analisi degli scenari: temperatura media e gradi giorno di riscaldamento). L’incremento delle temperature comporta una riduzione dei gradi giorno di riscaldamento nelle aree di operatività del Gruppo e, conseguentemente, un aumento dei comuni classificati in zone climatiche più miti (con conseguenti minori attivazioni/aumento disattivazioni dei punti di riconsegna). Tuttavia, sulla base degli scenari analizzati presenti in letteratura, IPCC RCP 8.5 e 4.5, non si prevedono nel breve, medio e lungo termine, variazioni tali da determinare potenziali effetti negativi rilevanti sul Gruppo.
ii. Aumento della frequenza e dell’intensità degli eventi naturali estremi (Indicatore: giorni con precipitazioni estreme). Tra gli effetti previsti degli scenari IPCC 8.5 e 4.5 rientra l'incremento della frequenza di eventi naturali di estrema intensità. Nelle aree di operatività di Italgas e in relazione alla specifica tipologia di business, gli eventi naturali che in passato hanno comportato danni ad asset e/o
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extracosti hanno avuto un impatto complessivamente limitato e sono stati principalmente riconducibili a frane, alluvioni e maremoti.
I risultati dell'analisi di scenario e di resilienza hanno rappresentato elementi fondamentali per la predisposizione del Piano Strategico di Gruppo. In particolare, tali analisi hanno supportato la previsione di investimenti nell'aggiornamento e nell'innovazione delle infrastrutture, tra cui il riutilizzo e la digitalizzazione delle reti del gas, per facilitare la transizione ai gas verdi e ridurre le emissioni di gas serra. L’approccio adottato consente al Gruppo di posizionarsi in modo efficace nel percorso di transizione verso un'economia a basse emissioni di carbonio, cogliendo le opportunità emergenti e gestendo al contempo i rischi connessi al cambiamento climatico e all’evoluzione del conteso normativo 69 . L'analisi della rilevanza d'impatto condotta da Italgas nel 2024 e aggiornata nel 2025 ha individuato i seguenti impatti, positivi e negativi, relativi al cambiamento climatico:
• Contributo al cambiamento climatico : le fasi di estrazione e lavorazione della materia prima (ad es. l’acciaio) e dei componenti utilizzati dal Gruppo, nonché le fasi di realizzazione delle infrastrutture e dei dispositivi comportano emissioni di gas a effetto serra legate all’impiego di combustibili fossili nei processi che le caratterizzano. Anche le attività operative del Gruppo Italgas generano emissioni di gas ad effetto serra, contribuendo negativamente al cambiamento climatico: in particolare, nell’ambito dell’esercizio e della manutenzione della rete possono verificarsi emissioni fuggitive di metano. Infine, le emissioni associate alla fase di smaltimento degli asset della rete (contatori, smart meter, tubazioni e componenti) derivano dal trasporto verso i centri di trattamento e dalle operazioni di separazione, recupero e smaltimento dei materiali.
• Benefici derivanti dalle opere di digitalizzazione della rete e dagli efficientamenti energetici della ESCo : il Gruppo è impegnato nel repurposing e nella digitalizzazione delle proprie reti di distribuzione al fine di consentire, in futuro, la trasmissione di gas verdi quali biometano, idrogeno e gas sintetici. Inoltre, tramite la ESCo Geoside, il Gruppo offre servizi di efficientamento energetico volti a ridurre i consumi energetici e le relative emissioni di terzi, contribuendo attivamente alla lotta al cambiamento climatico. Per il 2025 le emissioni evitate dalla ESCo attraverso attività EPC per clienti industriali, della pubblica amministrazione e residenziali sono pari a 13,0 10 3 tonCO 2 .
L'individuazione degli impatti è basata su analisi puntuali condotte dal Gruppo sull'impatto climatico dei propri asset e attività di business. Per quanto riguarda il contributo diretto e indiretto al cambiamento climatico, sono state utilizzate le informazioni qualitative e quantitative derivanti dall'inventario delle emissioni Scope 1, Scope 2 e Scope 3 del Gruppo, integrate dallo screening dei contributi positivi e delle attività svolte al fine di mitigare i cambiamenti climatici. Per una descrizione più approfondita della metodologia di valutazione degli impatti si rinvia al DR ESRS 2 IRO-1. Le considerazioni sui rischi includono l’intera infrastruttura del gas, sia a monte che a valle delle attività del Gruppo. Per quanto riguarda i rischi e le opportunità “fisici” relativi al cambiamento climatico, l'analisi è stata basata sugli scenari climatici RCP 1.9, 4.5, 8.5. I parametri fisici considerati dal modello sono i gradi-giorno di riscaldamento e i giorni con precipitazioni intense.
Politiche relative alla mitigazione dei cambiamenti climatici e all'adattamento agli stessi (E1-2, MDR-P)
69 Si specifica che, per quanto concerne i dati di bilancio economico-finanziari riportati nelle apposite sezioni del documento, non sono presenti considerazioni relative a scenari climatici.
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Per una gestione ottimale di impatti, rischi e opportunità legati ai cambiamenti climatici, il Gruppo ha adottato la Politica per il cambiamento climatico 70 , che delinea la risposta strategica del Gruppo e si allinea all’obiettivo dell'accordo di Parigi. La Politica è strutturata su due pilastri: mitigazione e adattamento. Riguardo alla mitigazione del cambiamento climatico, include gli impegni del Gruppo alla riduzione delle emissioni fuggitive lungo la rete e alla digitalizzazione della stessa per renderla adeguata a ricevere gas verdi come biometano, idrogeno e gas sintetici, all'efficientamento energetico, all'approvvigionamento di energia proveniente da fonti rinnovabili. Le iniziative di adattamento sono invece riferite all'ottimizzazione delle infrastrutture, all'uso di analisi predittive e alla collaborazione con le autorità locali per migliorare la resilienza dell'infrastruttura 71 .
Azioni e risorse relative alle politiche in materia di cambiamenti climatici (E1-3, MDR-A)
Nel dettaglio, le azioni implementate dal Gruppo per contribuire attivamente alla mitigazione dei cambiamenti climatici, riducendo le emissioni Scope 1 e 2 afferenti al settore della distribuzione di gas e del servizio idrico al 2030 ed al 2050 sono suddivise nelle seguenti leve di decarbonizzazione.
Distribuzione di gas

Leve di decarbonizzazione | Azioni | Scope di riferimento | Riduzione di GHG: -10 3 tCO 2 eq - contributo % di riduzione della leva rispetto alla baseline 2020 (727,6 10 3 tCO 2 eq)
2025 72 | 2030 (Attesa) | 2050 (Attesa)
Riduzione delle emissioni fuggitive di metano (CapEx: 5,2 mld€ OpEx: 0,2 mld€) | • Rilevazione e riparazione perdite: implementazione di strumenti per la rilevazione di perdite che permettono di ridurle e di migliorare la sicurezza operativa • Digitalizzazione della rete: sistemi di monitoraggio in tempo reale che permettono la distribuzione dei gas verdi, la tempestiva rilevazione delle perdite e loro riparazione • Manutenzione predittiva basata su IA: algoritmi che consentono interventi per la regolazione della rete riducendo le interruzioni | Scope 1 & Scope 2 market-based | -520,2 (-71,5%) | -413,5 (-56,8%) | -517,7 (-71,1%)

70 Per maggiori informazioni si rimanda al par. “Le Politiche del Gruppo Italgas”.
71 La Politica si applica a tutte le attività aziendali, in ogni aerea geografica in cui esso opera, includendo anche i rapporti con i fornitori ed i partner, a monte e a valle della catena del valore, per garantire una gestione sostenibile lungo tutta la filiera. Italgas coinvolge attivamente i propri partner commerciali, stabilendo linee guida e requisiti specifici per assicurare che le loro pratiche siano allineate agli obiettivi aziendali di riduzione delle emissioni.
72 I dati presentati considerano il contributo dell’ex perimetro 2i Rete Gas a partire dal 1 Aprile 2025.
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Efficienza energetica ed elettricità green (CapEx: 1,3 mld€ OpEx: 0,6 mld€) | • Digitalizzazione per il monitoraggio remoto: piattaforme che ottimizzano pressione e flusso di rete e permettono il controllo dei parametri operativi degli impianti riducendo il consumo di energia • Ristrutturazioni degli edifici prevedendo, inoltre, l’installazione di sistemi di monitoraggio e controllo • Acquisto di elettricità rinnovabile certificata attraverso Garanzie d’Origine | -18,0 (-2,5%) | -100,3 (-13,8%)
Cambiamenti nel contesto (CapEx: 1,9 mld€) | • Integrazione dei gas verdi nel network, riducendo l’impatto climatico delle perdite e dei consumi di preriscaldo • Sostituzione delle condotte pronte a ospitare per l'idrogeno • Andamento dei volumi di gas vettoriato | Scope 1 | - (-) | -5,2 (-0,7%) | -30,2 (-4,1%)
Utilizzo di combustibili da fonti rinnovabili | • Decarbonizzazione della flotta attraverso a veicoli alimentati a idrogeno e biocarburanti • Decarbonizzazione dei consumi civili e industriali: utilizzo di Garanzie d’Origine connesse all’adozione di gas rinnovabili come combustibili o l'applicazione di tecnologie per la parziale elettrificazione dei consumi | Scope 1 | - (-) | -0,1 (-) | -6,4 (-0,9%)
Iniziative di “carbon removal” | Rimozione della CO 2 attraverso soluzioni tecnologiche permanenti | Scope 1 | - (-) | - (-) | -73,1 (-10,0%)

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Servizio idrico

Leve di decarbonizzazione | Azioni | Scope di riferimento | Riduzione di GHG 73 : -10 3 tCO 2 eq - contributo % di riduzione della leva rispetto alla baseline 2023 (150,8 10 3 tCO 2 eq)
2025 | 2030 (Attesa) | 2050 (Attesa)
Efficienza energetica ed elettricità green | • Efficientamento dei degli impianti quali ad esempi quelli di acquedotto e depurazione | Scope 1 & Scope 2 market-based | 2,0 (1,3%) | -49,8 (-33%) | -135,7 (-90,0%)
• Digitalizzazione per la distrettualizzazione e il monitoraggio da remoto: piattaforme intelligenti per l’ottimizzazione dei parametri operativi/gestionali della rete, con impatto sui consumi elettrici
• Acquisto di elettricità rinnovabile certificata attraverso Garanzie d’Origine • Ristrutturazioni energetiche degli edifici: ristrutturazioni energetiche complete degli asset civili aziendali che integrano l’utilizzo di sistemi di monitoraggio e controllo innovativi
Digitalizzazione della rete e riduzione perdite | • Monitoraggio continuo della rete per attività di smart maintenance e per interventi infrastrutturali mirati
• Digitalizzazione per la distrettualizzazione e il monitoraggio da remoto: piattaforme intelligenti per l’ottimizzazione dei parametri operativi/gestionali della rete, con impatto sulla riduzione delle perdite

73 Target riferito a tutte le società operanti nel servizio idrico, ivi incluse anche quelle non consolidate integralmente.
-90%
-10%
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Utilizzo di combustibili da fonti rinnovabili | • Decarbonizzazione della flotta: passaggio della flotta a veicoli alimentati a idrogeno e biocarburanti, con una conseguente riduzione/azzeramento delle emissioni operative
• Decarbonizzazione dei consumi civili e industriali: utilizzo di garanzie di origine connesse all’adozione di gas rinnovabili (biometano e idrogeno) come combustibili

I Piani di transizione, elaborati per il gas e l’idrico, si basano sul Piano Strategico di Gruppo 2025-2031, che comprende anche l’impegno della Società in termini di CapEx e OpEx destinati agli investimenti e ai costi operativi necessari a supportare il percorso di decarbonizzazione, in linea con gli obiettivi definiti.
Nel Piano, che prevede investimenti CapEX nell’arco temporale 2025-2031 di circa 15,7 miliardi di euro per quanto riguarda il settore di distribuzione gas con un focus sulla trasformazione digitale e l’innovazione, comprensivi degli importi per l’acquisizione di ulteriori reti da terzi, si individuano i seguenti investimenti e costi operativi relativi alle leve di decarbonizzazione: per quanto riguarda la leva di decarbonizzazione “Riduzione delle emissioni fuggitive di metano”, l’investimento complessivo previsto a piano ammonta a 5,2 miliardi di euro, mentre i costi operativi associati risultano pari a 0,2 miliardi di euro.
Relativamente alla leva “Efficienza energetica ed elettricità green”, l’investimento totale previsto sull’intero arco di piano è pari a 1,3 miliardi di euro, a fronte di costi operativi stimati in 0,6 miliardi. Per la leva “Cambiamenti nel contesto”, l’investimento totale previsto sull’intero arco di piano è pari a 1,9 miliardi di euro.
Nel settore idrico, per conseguire gli obiettivi associati alle leve di decarbonizzazione individuate, sono previsti investimenti complessivi pari a 386,5 milioni di euro. Per l’esercizio 2025, tali CapEx e OpEx sono indicati alla voce “Attività immateriali” e “Totale costi e altri oneri operativi”.
Per i target di riduzione delle emissioni Scope 3 - Supply chain afferenti al business della distribuzione gas e del servizio idrico al 2030 e 2050, di seguito sono presentate le relative leve di decarbonizzazione.

Leva di decarbonizzazione | Azioni | Scope di riferimento | Riduzione di GHG 74 : -10 3 tCO 2 eq - contributo % di riduzione della leva rispetto alla baseline 2024 (309,0 10 3 tCO 2 eq)
2025 75 | 2030 (Attesa) | 2050 (Attesa)
Coinvolgimento fornitori | • Iniziative di sensibilizzazione, engagement e training; inclusione di criteri di premialità nelle gare per i fornitori | Scope 3 – Supply chain | -45,9 (-14,8%) | -74,2 (-24,0%) | -278,1 (-90,0%)
Cambiamenti di contesto | • Evoluzione del contesto in linea con i percorsi di decarbonizzazione dei settori industriali internazionali e nazionali

74 I dati riportati in tabella si riferiscono al perimetro di consolidamento dei dati finanziari al 31 dicembre 2025.
75 I dati presentati considerano il contributo dell’ex perimetro 2i Rate Gas a partire dal 1 Aprile 2025.
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Obiettivi relativi alla mitigazione dei cambiamenti climatici e all'adattamento agli stessi (E1-4, MDR-T)
Come indicato nel DR E1-1, i target climatici riguardano l’intero perimetro delle attività del Gruppo e si inseriscono nel più ampio piano di transizione sviluppato da Italgas.
Grazie alla digitalizzazione, alla gestione sempre più efficiente dei propri asset operativi, allo sviluppo di nuove iniziative e al contributo di Geoside, il Gruppo ha definito obiettivi ancor più sfidanti 76 , anche alla luce della variazione di perimetro.
o Per il business di distribuzione gas sono stati definiti nuovi target al 2030 (baseline 2020 77 ): -35% dei consumi energetici netti e -55% delle emissioni climalteranti Scope 1 e Scope 2 (market-based). Quest’ultimo sarà raggiunto attraverso un mix di azioni che include l’efficientamento energetico, l’ispezione tempestiva, la localizzazione e la riparazione delle perdite, nonché l’adozione della smart maintenance per la riduzione delle emissioni fuggitive.
o Per le emissioni Scope 3 – Supply chain 78 è stato definito un nuovo target di riduzione sull’intero perimetro del Gruppo (settore idrico incluso): -24% al 2030, rispetto alla baseline del 2024, da raggiungere principalmente attraverso un’intensificazione delle azioni e dell’engagement dei propri fornitori.
o Per tutte le società del settore idrico 79 rimangono confermati, al 2030 (baseline 2023), i target del - 33% al 2030 del consumo energetico netto e del delle emissioni di gas a effetto serra Scope 1 e 2 (market-based), da raggiungere mediante un insieme coordinato di interventi che spaziano dalla digitalizzazione, all’ automazione delle reti e degli impianti, alla riduzione delle perdite, fino al monitoraggio continuo della rete per attività di smart maintenance e per interventi infrastrutturali mirati.
Infine, il Gruppo si pone l’obiettivo di raggiungere il “Net Zero Carbon” al 2050 per le emissioni Scope 1, Scope 2 (market-based) e Scope 3 - Supply chain, attraverso la progressiva distribuzione dei gas verdi e l’avvio di iniziative di carbon removal a partire dal 2030.

Categoria e unità di misura | Perimetro del target | Anno base year | Valore anno base | 2030 | 2050 | % avanzamento (ove applicabile, contributo ex perimetro 2i Rete Gas consolidato nel 2025 per 9 mesi ) 80 | Tipologia di target | Percentuale media annuale di riduzione delle emissioni
Scope 1 & 2 mkt-based [10 3 tCO 2 eq] 81 | Business di distribuzione gas | 2020 | 727,6 | -55% | -90% | -71,5% | Assoluto | 14,3%

76 Tutti gli obiettivi di riduzione delle emissioni Scope 1 e Scope 2 market-based e Scope 3 - Supply chain sono allineati allo «scenario 1.5°C». Le baseline relative agli obiettivi del business di distribuzione gas sono state aggiornate anche a seguito dell’integrazione di 2i Rete Gas, utilizzando le informazioni disponibili pubblicamente nelle rendicontazioni consolidate di sostenibilità della società incorporata.
77 Selezionato come anno di riferimento in quanto primo anno di implementazione completa della tecnologia CRDS Picarro, un sistema all'avanguardia per rilevare e quantificare le emissioni fuggitive (la fonte più rilevante di emissioni nell'inventario del carbonio del Gruppo Italgas) con alta precisione.
78 Target precedente di riduzione del 33% delle emissioni S3 - Supply chain al 2030 (baseline 2020) già raggiunto nel 2024.
79 I dati riportati in tabella si riferiscono al perimetro relativo al business idrico e dunque alle società Acqua Campania, Nepta (Caserta), Acqualatina e Siciliacque.
80 Nel caso in cui si considerasse anche il contributo degli asset di 2i Rete Gas per i primi tre mesi del 2025 (dati fuori dal perimetro di consolidamento di Gruppo), stimato tramite riproporzionamento, le % di avanzamento dei target risulterebbero per i Consumi netti di energia -37% (baseline 2020) e -13% (baseline 2024) e per Scope 1 & 2 mkt-based -67% (baseline 2020) e -46% (baseline 2024).
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Scope 1 & 2 mkt-based [10 3 tCO 2 eq] | Business di distribuzione gas | 2020 | 727,6 | -55% | -90% | -71,5% | Assoluto | 14,3%
2024 | 440,0 | -26% | -90% | -52,9% | Assoluto | 52,9%
Consumi netti di energia [TJ] 82 | 2020 | 925,7 | -35% | - | -42,8% | Assoluto | 8,6%
2024 | 676,2 | -11% | - | -21,8% | Assoluto | 21,8%
Scope 1 & 2 mkt-based [10 3 tCO 2 eq] | Servizio idrico 83 | 2023 | 150,8 | -33% | - | +1,3% | Assoluto | -0,6%
Consumi netti di energia [TJ] 84 | 2023 | 1139,4 | -33% | - | +10,6% | Assoluto | -5,3
Scope 3 - Supply chain [10 3 tCO 2 eq] 85 | Business di distribuzione gas e servizio idrico | 2024 | 309,0 | -24% | -90% | -14,8% | Assoluto | 14,8%

I target sono stati elaborati internamente al Gruppo Italgas e non sono stati direttamente coinvolti stakeholders esterni nel processo di validazione. Come indicato nel DR E1-1, il Gruppo ha ottenuto la conferma dell'allineamento dei propri target agli scenari 1,5°C 86 . Tali target sono allineati al raggiungimento degli obiettivi generali indicati all’interno della Politica per il cambiamento climatico.
Consumo di energia e mix energetico (E1-5)
La fonte energetica maggiormente utilizzata nelle attività del Gruppo è il gas naturale, sia negli usi civili e industriali, sia per l’autotrazione. I dati di Gruppo presentati, considerano il contributo di Acqua Campania a partire dal 30 gennaio 2024 e di 2i Rete Gas a partire dal 1 Aprile 2025.

| Perimetro totale
2024 (MWh) | 2025 (MWh) | Var. % | 2024 (TJ) | 2025 (TJ)
Consumo totale di energia 87 | 219.207 | 284.673 | 29,9% | 789,2 | 1.024,8
Consumo totale di energia da combustibili fossili | 203.373 | 253.459 | 26,5% | 732,2 | 912,5
Consumo di combustibile da petrolio greggio e prodotti petroliferi | 12.361 | 28.194 | 128,1% | 44,5 | 101,5
Consumo di combustibile da gas naturale | 81.381 | 95.933 | 17,9% | 293,0 | 345,4
Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquistati o acquisiti da fonti fossili | 109.631 | 129.332 | 21,5% | 394,7 | 465,6
Percentuale di fonti fossili nel consumo energetico totale | 93% | 89% | - 3 p.p. | 93% | 89%

81 Valori anno base ricalcolati a partire dai dati pubblicati da Italgas e 2i Rete Gas, a seguito dell’aggiornamento del GWP del metano.
82 Si tratta di consumi totali di energia, cui sono sottratti eventuali consumi di energia elettrica autoprodotta .
83 I dati riportati in tabella si riferiscono al perimetro relativo al business idrico e dunque alle società Acqua Campania, Nepta (Caserta), Acqualatina e Siciliacque.
84 Si tratta di consumi totali di energia, cui sono sottratti eventuali consumi di energia elettrica autoprodotta.
85 Valore anno base calcolato sulla base di una metodologia differente rispetto a quella utilizzata per la Rendicontazione Annuale Integrata. Si veda il Par. “Emissioni lorde di GES di ambito 1, 2, 3 ed emissioni totali di GES (E1-6)” per i dettagli metodologici.
86 Si veda il Par. “Piano di transizione per la mitigazione dei cambiamenti climatici e Integrazione delle prestazioni in termini di sostenibilità nei sistemi di incentivazione (E1-1, ESRS 2 GOV-3)” per maggiori dettagli.
87 Il consumo totale di energia equivarrebbe a 1.058,3 TJ (293.972 MWh) se si considerassero i consumi degli impianti dotati di turboespansione e cogenerazione e non si tenesse in considerazione l'energia elettrica in output.
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Consumo totale di energia da fonti nucleari 88 | 0 | 3.854 | - | 0 | 13,8
Consumo totale di energia rinnovabile | 15.834 | 27.360 | 72,8% | 57,0 | 98,5
Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquistati o acquisiti da fonti rinnovabili | 15.695 | 26.971 | 71,8% | 56,5 | 97,1
Consumo di energia rinnovabile non combustibile autogenerata | 139 | 389 | 180,0% | 0,5 | 1,4
Quota di fonti rinnovabili nel consumo energetico totale | 7% | 10% | + 3 p.p. | 7% | 10%

L’aumento del 29,9% rispetto al 2024 (+235,6 TJ) deriva dal consolidamento dei consumi dei nuovi asset dell’ex perimetro 2i Rete Gas a partire dal 1 Aprile 2025 (+174,0 TJ), a fronte di una riduzione dei consumi del business distribuzione gas a perimetro costante (-21,7 TJ) e, relativamente al business servizio idrico, da un aumento dei consumi assoluti (+83,3 TJ), derivanti dall’incremento del 6,6% della richiesta della risorsa idrica e da un maggiore periodo di consolidamento dei consumi di Acqua Campania nel 2025 (12 mesi a fronte degli 11 nel 2024). La richiesta aggiuntiva di fornitura di acqua dalla Regione Campania ad Acqua Campania (in qualità di acquedotto di surroga) deriva della situazione siccitosa verificatasi nel corso del 2025. Come sopra indicato, per il medesimo perimetro del 2024 per il solo business distribuzione gas, il dato del 2025 dimostra un miglioramento rispetto all’anno precedente: da 378,2 a 356,4 TJ (-5,8%).

| Perimetro costante – Distribuzione gas 89
2024 (TJ) | 2025 (TJ) | Var. %
Consumo totale di energia | 378,2 | 356,4 | -5,8%
Consumo totale di energia da combustibili fossili | 339,4 | 311,6 | -8,2%
Consumo di combustibile da petrolio greggio e prodotti petroliferi | 42,3 | 56,4 | 33,3%
Consumo di combustibile da gas naturale | 292,8 | 250,6 | -14,4%
Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquistati o acquisiti da fonti fossili | 4,3 | 4,6 | 7,0%
Percentuale di fonti fossili nel consumo energetico totale | 90% | 87% | -3 p.p.
Consumo totale di energia da fonti nucleari | 0 | 0 | -
Consumo totale di energia rinnovabile | 38,8 | 44,8 | 15,5%
Consumo di elettricità, calore, vapore e raffreddamento acquistati o acquisiti da fonti rinnovabili | 38,3 | 43,4 | 13,3%
Consumo di energia rinnovabile non combustibile autogenerata | 0,5 | 1,4 | 180,0%
Quota di fonti rinnovabili nel consumo energetico totale | 10% | 13% | +3 p.p.

Nei consumi di energia da combustibile, i consumi per uso industriale sono diminuiti grazie all’ulteriore efficientamento del parco impiantistico del Gruppo, attraverso la sostituzione di caldaie di preriscaldo del gas
88 Valore non disponibile nel 2024, poiché incluso nella categoria “Consumo di energia elettrica, calore, vapore e raffreddamento acquistati o acquisiti da fonti fossili”.
89 Business distribuzione gas, escluso perimetro ex 2i Rete Gas.
151
naturale, l’installazione di sistemi di ottimizzazione delle sezioni di preriscaldo del gas e la digitalizzazione dei processi di monitoraggio e regolazione. Anche i consumi di combustibile e di energia elettrica per uso civile sono diminuiti rispetto al 2024, a seguito del costante processo di ottimizzazione, innovazione e gestione “intelligente” del patrimonio immobiliare. Infine, sono diminuiti anche i consumi di energia da combustibile per autotrazione grazie soprattutto all’ottimizzazione del parco auto e alla digitalizzazione dei processi aziendali (preventivi online e piena adozione del Work-on-Site per il monitoraggio dei cantieri, nonché utilizzo di DANA) che comportano, nel complesso, una significativa riduzione delle uscite in campo del personale operativo.

Intensità energetica | 2025
Consumo energetico | Ricavi netti da attività in settori ad alto impatto climatico 90 | Intensità energetica
Unità di misura | MWh | Milioni di euro | MWh/ milioni di euro
Consumo energetico totale derivante da attività in settori ad alto impatto climatico (MWh) / Ricavi netti da attività in settori ad alto impatto climatico (milioni di euro) | 284.673 | 3.498,8 | 81,4

Emissioni lorde di GES 91 di ambito 1, 2, 3 ed emissioni totali di GES (E1-6)
I dati e le informazioni della sezione E1-6 e relativi alle emissioni GHG del Gruppo si riferiscono alle performance del Gruppo Italgas nell’esercizio chiuso il 31 dicembre 2025.
I dati di Gruppo considerano il contributo di Acqua Campania a partire dal 30 gennaio 2024 e di 2i Rete Gas a partire dal 1 Aprile 2025.

Emissioni GHG (tCO 2 eq) | Perimetro totale
2024 | 2025 | Var. %
Emissioni lorde GHG Scope 1 | 118.770 | 207.120 92 | 74,4%
Percentuale di emissioni GHG Scope 1 coperta da sistemi regolamentati di scambio di quote di emissioni - ETS (%) | 0% | 0% | -
Emissioni GHG Scope 2
Emissioni lorde GHG Scope 2 location-based (tCO 2 eq) | 33.234 | 38.434 | 15,6%
Emissioni lorde GHG Scope 2 market-based (tCO 2 eq) | 54.850 | 58.663 | 7,0%
Emissioni GHG Scope 1 + Scope 2 market-based (tCO 2 eq) | 173.620 | 265.783 | 53,1%

90 Il denominatore “Ricavi netti da attività in settori ad alto impatto climatico” è calcolato come il Totale Ricavi e altri proventi operativi (nota 27 del Bilancio Consolidato) escluso il valore totale Ricavi verso terzi del settore efficienza energetica (nota 34 “Informazioni per settore di attività” del Bilancio Consolidato) in quanto la società Geoside, per tipologia di servizi svol ti, non rientra nella classificazione dei settori ad alto impatto climatico prevista dagli standard ESRS. Il valore di intensità energatica nel 2024 è pari a 87,9.
91 Gas Effetto Serra, di seguito GES o GHG (Greenhouse Gas). Tutte le emissioni GHG sono rendicontate in linea con quanto previsto dal GHG Protocol. Per il calcolo delle emissioni Scope 1 e 2 sono stati utilizzati gli ultimi fattori disponibili dalle fonti ISPRA (per l’italia e per coerenza anche per la Grecia, data la maggiore affinità delle caratteristiche di approvvigionamento del gas) e AIB. I gas ad effetto serra considerati sono anidride carbonica (CO 2 ) e metano (CH 4 ), mentre gli altri sono stati inclusi in quanto non rilevanti. Per le emissioni Scope 3, categorie GHG 1, 2, 4, 5 e 8, prevista l’applicazione dei fattori emissivi specifici per Italia e Grecia da database CEDA per la metodologia spend-based.
92 Di cui 182.970 tCO 2 eq da emissioni fuggitive di metano.
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Emissioni GHG significative Scope 3 93
Emissioni indirette lorde totali GHG (Scope 3) (tCO 2 eq) | 103.926 | 285.057 | -
1. Beni e servizi acquistati | 39.394 | 93.128 | -
2. Beni strumentali | 41.451 | 158.560 | -
3. Attività legate ai combustibili e all’energia (non incluse nello Scope 1 o 2) | 15.546 | 20.120 | 29,4%
4. Trasporto e distribuzione a monte | 639 | 5.500 | -
5. Rifiuti generati nel corso delle operazioni | 2.369 | 2.811 | -
6. Viaggi d’affari | 2.007 | 1.793 | -10,7%
8. Attivi in leasing a monte | 2.520 | 3.145 | -
Emissioni GHG totali (location-based) (tCO 2 eq) | 255.930 | 530.611 | -
Emissioni GHG totali (market-based) (tCO 2 eq) | 277.546 | 550.840 | -

L’aumento del 53,1% (pari a 92,2 10 3 tCO 2 eq) delle Scope 1 e 2 market-based rispetto al 2024 deriva dal consolidamento delle emissioni dei nuovi asset dell’ex perimetro 2i Rete Gas a partire dal 1 Aprile 2025 (+92,8 10 3 tCO 2 eq), a fronte di una riduzione delle emissioni del business distribuzione gas a perimetro costante (- 4,5 10 3 tCO 2 eq, ovvero da 119,2 a 114,7 corrispondente a -3,8%) e, relativamente al business servizio idrico, da un aumento delle emissioni (+3,9 10 3 tCO 2 eq), derivanti dall’incremento dei consumi idrici dovuti a fenomeni di siccità (si veda il precedente paragrafo) e da un maggiore periodo di consolidamento di Acqua Campania nel 2025. La riduzione delle emissioni del business di distribuzione gas a perimetro costante (considerando quindi le società consolidate nel 2024) è conseguenza della riduzione delle emissioni fuggitive (del -2,9% da 100,8 10 3 tCO 2 eq nel 2024 a 97,9 nel 2025), delle emissioni relative ai consumi di energia da combustibili fossili ad uso industriale, civile e della flotta (del -8,4% da 17,8 a 16,3) e di quelle relative all’energia elettrica (del -17,8% da 0,57 a 0,47). Relativamente all’indicatore caratteristico del processo, il rapporto tra gas disperso e km di rete investigata, si registra una diminuzione da 42,7 Smc/km a 34,6 Smc/km, a fronte di un aumento dei km di rete investigata (+20,1%, ovvero 153.583 km nel 2025, rispetto ai 127.903 nel 2024). Infine, il KPI entity-specific "gas leakage rate” che rappresenta il rapporto tra emissioni fuggitive di gas naturale e i volumi di gas vettoriato risulta in miglioramento di 0,018 p.p., da 0,069% a 0,051% (a pari perimetro), grazie all’utilizzo e all’adozione di soluzioni di rilevamento delle fughe avanzate 94 . La riduzione delle emissioni fuggitive è il risultato del continuo impegno dell’azienda nell’affinamento dei processi e degli
93 Le emissioni Scope 3 – Supply chain 2024 sono state calcolate con metodologia e perimetro differente (si veda Relazione Annuale Integrata 2024) e quindi non comparabili con il dato 2025. Secondo l’aggiornamento metodologico, per il 2025 le emissioni delle categorie 1, 2, 4, 5 e 8, considerate come Scope 3 – Supply chain, sono ottenute tramite l’applicazione dei fattori emissivi specifici per l’Italia e per la Grecia da database CEDA v.2025 (quote S1, S2 e S3; metodologia spend-based) e da quelli ottenuti direttamente dai fornitori (metodologia supplier-specific per le emissioni S1 e S2); in questo ultimo caso è stata aggiunta la quota S3 da fattori CEDA. Per le emissioni relative alle attività di costruzione rete e impianti è stata applicata una riduzione del 35% del fattore emissivo CEDA (per la sola quota Scope 3), a fronte della rilevanza della manodopera rispetto alla spesa totale. Inoltre, per il 2024 tali categorie non hanno incluso Acqua Campania in quanto non è stato possibile applicare la medesima metodologia di calcolo, in assenza dell’allineamento delle categorie merceologiche con quelle del Gruppo e, di conseguenza, la correlazione degli specifici fattori emissivi CEDA. Applicando il fattore emissivo CEDA medio per il perimetro Italia il valore stimato per Acqua Campania per il 2024, come riportato nella Relazione Annuale Integrata, risultava pari al 9,6% delle emissioni Scope 3 – Supply Chain di Gruppo. Infine, al pari di quanto effettuato nel 2024, la categoria 3 è stata calcolata applicando ai consumi del Gruppo i fattori emissivi DEFRA e IEA e la categoria 6 è stata calcolata utilizzando i dati provenienti dal provider dei servizi di viaggio, applicando fattori emissivi DEFRA. Le restanti categorie GHG non vengono rendicontate in quanto non rilevanti.
94 Già nel 2018, Italgas ha introdotto Picarro Surveyor, la tecnologia più all’avanguardia disponibile nel campo del monitoraggio delle reti e nell’identificazione delle perdite di gas basata sulla tecnologia CRDS (Cavity Ring-Down Spectroscopy), che, rispetto alle tecnologie tradizionali, offre importanti vantaggi in termini di rapidità d’azione, sensibilità nella rilevazione e grandezza delle aree ispezionabili.
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algoritmi di monitoraggio e quantificazione delle emissioni, in linea con la nuova EU Methane Regulation. Italgas ha inoltre confermato per il quinto anno consecutivo il prestigioso status "Gold Standard" OGMP 2.0, Il riconoscimento, attribuito dall'International Methane Emissions Observatory (IMEO) dell'UNEP, premia il massimo livello di reporting (L5) raggiunto, evidenziando l'impegno concreto per la sostenibilità e la decarbonizzazione.
Di seguito è riportato il valore dell’intensità emissiva calcolato come rapporto tra “Emissioni totali GHG Scope 1, 2 e 3 derivanti da attività in settori ad alto impatto climatico” e “Ricavi netti da attività in settori ad alto impatto climatico”.

Intensità emissiva | 2025
Emissioni GHG | Ricavi netti da attività in settori ad alto impatto climatico 95 | Intensità emissiva
Unità di misura | tCO2eq | Milioni di euro | tCO2eq/milioni di euro
Emissioni totali GHG Scope 1, 2 e 3 derivanti da attività in settori ad alto impatto climatico (tCO 2eq ) / Ricavi netti da attività in settori ad alto impatto climatico (milioni di euro) | 550.840 | 3.498,8 | 157,4

Per le società a controllo operativo Siciliacque e Acqualatina, infine, sono presentati i dati di emissioni Scope 1 e 2 96 .

Emissioni GHG | 2024 | 2025
Emissioni lorde GHG Scope 1 (tCO 2 eq) | 1.505 | 1.046
Emissioni lorde GHG Scope 2 market-based (tCO 2 eq) | 105.714 | 93.365
Emissioni lorde GHG Scope 2 location-based (tCO 2 eq) | 57.913 | 49.744

Assorbimenti di GES e progetti di mitigazione delle emissioni di GES finanziati con crediti di carbonio (E1-7)
Nel 2025 il Gruppo Italgas non ha sviluppato né contribuito a progetti di mitigazione dei cambiamenti climatici che prevedessero la rimozione o lo stoccaggio di emissioni GHG, né ha acquistato crediti di carbonio. Tuttavia, Italgas è alla continua ricerca di soluzioni innovative e tecnologie per lo stoccaggio di carbonio. In ottica di "Net Zero Carbon" al 2050, il Gruppo ha espresso la volontà di implementare, a partire dal 2030, iniziative di rimozione di carbonio, incluso l'acquisto di crediti carbonio, per le emissioni residue (circa il 10% del valore di baseline).
95 Il denominatore “Ricavi netti da attività in settori ad alto impatto climatico” è calcolato come il Totale Ricavi e altri proventi operativi (nota 27 del Bilancio Consolidato) escluso il valore totale Ricavi verso terzi del settore efficienza energetica (nota 34 “Informazioni per settore di attività” del Bilancio Consolidato) in quanto la società Geoside, per tipologia di servizi svolti, non rientra nella classificazione dei settori ad alto impatto climatico prevista dagli standard ESRS. Il valore di intensità emissiva nel 2024 è pari a 111,3.
96 I dati si riferiscono al 100% delle emissioni Scope 1 e 2 delle Società.
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Fissazione del prezzo interno del carbonio (E1-8)
Seppur nessuna delle operazioni di Italgas sia soggetta al sistema EU ETS, il Gruppo ha integrato un prezzo figurativo interno del carbonio nel proprio processo di pianificazione, che quantifica i potenziali rischi derivanti da cambiamenti normativi e da altri impatti legati ai cambiamenti climatici. Tale prezzo figurativo si applica all'intero Gruppo e alle sue attività, supportando gli investimenti a basse emissioni di carbonio, permettendo di effettuare stress test sugli investimenti, di identificare opportunità di investimento a basse emissioni di carbonio e di promuovere l'efficienza energetica. Il prezzo del carbonio aiuta ad assegnare un valore alle riduzioni di CO 2 attese e a confrontare il valore economico generato rispetto ai costi dell'iniziativa. Il suo utilizzo influisce sul processo decisionale e supporta progetti specifici allineati agli obiettivi di riduzione delle emissioni di CO 2 . Il valore del prezzo del carbonio utilizzato internamente si riferisce ai mercati dei crediti di carbonio (tra i quali, ad esempio, quelli relativi ai crediti CORCs, che anche nel corso del 2025 hanno avuto un valore di riferimento indicativo nell’intorno dei 120 €/tCO 2 eq) 97 .
ESRS E5 - Uso delle risorse ed economia circolare
Descrizione dei processi per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti connessi all'uso delle risorse e all'economia circolare (ESRS 2 IRO-1 ESRS E5)
Il processo di identificazione degli impatti, rischi e opportunità rientra nel più ampio processo di doppia rilevanza (ESRS 2 - IRO 1) in conformità con quanto richiesto dalla CSRD.
L'impatto relativo alla produzione dei rifiuti è stato identificato in diverse fasi della catena del valore.
Relativamente alle operazioni dirette, la gestione dei rifiuti è principalmente legata agli smart meter e al relativo recupero e smaltimento di materiali quali metalli, plastiche e RAEE (per il dettaglio dei rifiuti prodotti si veda E5-5 38a). L’analisi ha evidenziato che le attività a monte, come l’estrazione e lavorazione di materiali per tubazioni in acciaio e polietilene, possono potenzialmente generare scarti minerari e rifiuti pericolosi come solventi e residui chimici, richiedendone un’adeguata gestione per evitare rischi ambientali e sanitari. Le attività di posa e manutenzione dei tubi condotte dagli appaltatori producono rifiuti, tra cui terre da scavo e solventi che, se non correttamente gestiti, potrebbero essere fonte di contaminazione.
Il Gruppo incentiva il recupero dei rifiuti non solo diretti ma anche da parte dei propri appaltatori per favorire un approccio sempre più circolare e sostenibile.
Sul tema dell’economia circolare sono stati identificati due impatti negativi: l’utilizzo di risorse non rinnovabili lungo la catena del valore e la distribuzione di smart meter caratterizzati da impiego di materiali non rinnovabili e limitata circolarità. Per far fronte a tali impatti, il Gruppo continua a sviluppare progetti di economia circolare e ha istituito un gruppo di lavoro inter-funzionale dedicato alla ricerca e implementazione delle possibili
97 Si specifica che, per quanto concerne i dati di bilancio economico-finanziari riportati nelle apposite sezioni del documento, non sono presenti considerazioni relative al prezzo del carbonio.
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applicazioni, all’attivazione di percorsi partecipativi, allo scouting e alla raccolta di idee innovative da parte di partners e fornitori.
Nei flussi di risorse in entrata, prodotti e materiali sono monitorati tramite gli acquisti diretti e indiretti dei propri appaltatori; per quanto riguarda le risorse in uscita, oltre alla gestione dei rifiuti, Italgas considera come prodotto di propria competenza lo smart meter Nimbus sviluppato in coerenza con approcci di ecodesign finalizzati alla riduzione degli impatti ambientali lungo il ciclo di vita, come descritto nelle sezioni successive.
Politiche relative all'uso delle risorse e all'economia circolare (E5-1, MDR – P)
La Politica per la Salute e Sicurezza, l'Ambiente, la Qualità e l'Energia (Politica HSEQE) del Gruppo prevede l’adozione di un sistema di gestione integrato per la qualità, per la salute e sicurezza sul lavoro, per l’ambiente e l’energia, in conformità alle normative vigenti in materia, al contratto collettivo nazionale del lavoro e agli standard internazionali di riferimento 98 .
Gli IRO relativi alla gestione dei rifiuti e all'economia circolare sono disciplinati e da tale politica che contiene indicazioni specifiche anche relative alla waste hierarchy, alla riduzione dell'impiego di materiali vergini nelle proprie attività a favore di materiali riciclati ed eco-sostenibili, alla promozione del riuso e all'uso efficiente delle risorse idriche.
Attraverso tale Politica, Italgas applica i principi fondamentali richiamati dal Global Compact delle Nazioni Unite e dalla Oil and Gas Methane Partnership 2.0 (OGMP 2.0), l’iniziativa di punta per il settore Oil and Gas del Programma della Nazioni Unite sull’Ambiente.
Azioni e risorse relative all'uso delle risorse (E5-2, MDR – A, MDR – M)
La corretta gestione dei rifiuti e delle relative filiere consente di ottenere il massimo rendimento in termini di riciclo e/o trattamento; in un’ottica di economia circolare, ciò significa massimizzare l’estensione del ciclo di vita dei prodotti, riducendo al minimo gli scarti.
Il perimetro dell'attività di gestione dei rifiuti comprende tutte le società del perimetro di consolidamento.
Il piano d'azione e il monitoraggio degli indicatori relativi alla gestione dei rifiuti (tra i quali la percentuale di rifiuti inviati a recupero, intesi come quantità dei rifiuti recuperati/quantità dei rifiuti prodotti, sia prodotti dal Gruppo, sia dai propri appaltatori), vengono rendicontati mensilmente e discussi durante le Sustainability Business Review con l’Amministratore Delegato del Gruppo e gli Amministratori Delegati delle aziende controllate.
98 Per maggiori informazioni si rimanda al paragrafo ”Le politiche del Gruppo Italgas”.
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Le risorse finanziarie future allocate per la gestione della tematica e il raggiungimento degli obiettivi sono pari a circa 5,7 milioni di euro per il periodo 2026-2031 99 . Nel 2025 oltre 950 mila euro sono stati spesi per il personale dedicato e a copertura dei contratti di smaltimento dei rifiuti prodotti dal Gruppo.
Tali OpEx sono indicati in corrispondenza della nota 28 “Totale costi e altri oneri operativi” del Bilancio consolidato.
Obiettivi relativi all'uso delle risorse (E5-3, MDR – T)
Il Gruppo ha definito dei target per il recupero dei rifiuti, sulla base delle attività dirette e del coinvolgimento dei propri fornitori, in linea con la strategia delineata nel Piano di Creazione di Valore Sostenibile.

TARGET | Perimetro del target | Target | Anno del target | Stato di avanzamento (2024) | Stato di avanzamento (2025)
% | Valore assoluto (ton) | % | Valore assoluto (ton)
Percentuale di recupero 100 dei rifiuti per il Gruppo Italgas e i suoi appaltatori | Gruppo 101 | 96-99% | Target annuale | 96,5 | 691.254,1 | 97,0 102 | 792.635,0

I dati dei rifiuti prodotti dal Gruppo e degli appaltatori sono raccolti mediante gestionali dedicati (forniti anche agli appaltatori stessi) oppure, laddove non disponibili, ricorrendo alla rendicontazione tramite documenti di tracciabilità.
Azioni e risorse relative all'economia circolare (E5-2, MDR – A, MDR-M)
Il progetto Nimbus
Un esempio virtuoso di come il Gruppo promuove l’economia circolare riguarda lo sviluppo del contatore Nimbus, lanciato a fine 2023, testato in campo nel 2024 con l’installazione di 20.000 pezzi (prototipi o preserie) e la cui produzione in serie è iniziata a settembre 2025. Progettato per essere compatibile con i blend di idrogeno (fino al 23%) e per migliorare le prestazioni e garantire la sicurezza. Nimbus è stato realizzato secondo i principi dell'eco-design, grazie all'utilizzo di materiali riciclati, e la progettazione modulare delle componenti che favorisce la riparazione e l'allungamento della vita del prodotto.
La versione di serie del contatore Nimbus si caratterizza per l’utilizzo di materiali plastici riciclati pari al 60%.
Nel 2025 sono stati sostenuti investimenti e costi relativi ad attività tecniche ed evolutive sul prodotto, comprendenti la progettazione, l’ingegnerizzazione e la prototipazione di soluzioni innovative, l ’ acquisto di
99 L'importo stimato per gli anni successivi è basato sulle condizioni attuali (prezzi di gestione) e sul perimetro consolidato al 31/12/2025 e tiene conto del costo del personale.
100 Per la definizione dei “rifiuti inviati a recupero” si faccia riferimento a quanto indicato nella Direttiva 2008/98/CE.
101 I target si riferiscono al perimetro delle società del Gruppo consolidate al 31 dicembre 2025 e ai suoi appaltatori.
102 Sono esclusi i rifiuti gestiti dagli appaltatori di ex 2i Rete Gas del periodo arile-giugno 2025.
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strumenti di laboratorio e la realizzazione di prove su Nimbus, svolte in collaborazione con aziende e università. Per le evoluzioni tecnologiche attese sul contatore, si prevedono ulteriori attività di sviluppo con investimenti anche negli anni successivi al 2025. Per il raggiungimento di più di 6 milioni di Nimbus installati entro il 2031, come previsto a Piano, si prevedono investimenti e costi per lo sviluppo e l’installazione dei dispositivi pari a circa 610 milioni di euro nel periodo 2026-2031.
Azioni e risorse relative all'economia circolare (E5-2, MDR – A)
Altre iniziative di economia circolare
In linea con i quattro principi cardine dell'economia circolare: eco-efficienza, ri-utilizzo, recupero, riciclabilità, il Gruppo si è dato l’obiettivo di ripensare i processi aziendali e i materiali utilizzati, sostituendoli o integrandoli con alternative più sostenibili. In collaborazione con i fornitori strategici sono state sviluppate sinergie e buone pratiche, come il progetto “cantiere green” e l’iniziativa “Materiale Unico”, finalizzata a ottimizzare la gestione dei materiali di riempimento nei cantieri, semplificando la logistica e riducendo costi ed emissioni. Ulteriori azioni di economia circolare includono il riutilizzo di terre e rocce da scavo, favorito da specifiche clausole ambientali nei contratti, e il progetto di digitalizzazione dei DPI, che integra la tracciabilità dei dispositivi con una filiera di recupero e riutilizzo dei materiali dismessi.
Obiettivi relativi all'economia circolare (E5-3, MDR – T)
Per la promozione dell’economia circolare e l'utilizzo di materiali riciclati, il Gruppo ha definito un target relativo all’adozione di Nimbus.

TARGET | Perimetro del target | Anno base | Target | Anno del target | Stato di avanzamento (2024) | Stato di avanzamento (2025)
% | Valore assoluto | % | Valore assoluto
Oltre 6 milioni di contatori smart “Nimbus” installati, progettati secondo i criteri di «Design for environment», entro il 2030 | Gruppo 103 | 2025 | 6 millions | 2030 | n.d. (progetto avviato a partire dal 2025) | 0,8% | 49.399

Il target è definito sulla base del numero dei contatori da sostituire per anzianità di prodotto e tecnologie di comunicazione (GPRS) ed è di natura volontaria.
Flussi di risorse in entrata (E5 – 4)
Per il 2025 sono stati analizzati i flussi di risorse in entrata mediante l’analisi dei principali volumi di prodotti (compresi gli imballaggi) e materiali utilizzati per le attività operative del Gruppo.
103 Il target si riferisce al perimetro delle società del Gruppo consolidate al 31 dicembre 2025.
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I dati sono stati raccolti mediante i gestionali utilizzati sia per gli acquisti diretti di materiale sia per i materiali acquistati da parte delle imprese appaltatrici per l’esecuzione dei lavori, sulla base del modello di procurement presente nelle diverse società 104 . Per tali prodotti si è proceduto a calcolare il peso e a suddividere i materiali in categorie (metalli, plastica, materiale elettronico, altro).
Il totale delle risorse in entrata ammonta a 8.139 tonnellate composte da metalli (53% - principalmente carpenteria e tubazioni in acciaio, seguito da carpenteria in alluminio), plastica (42% - principalmente tubi in polietilene) e in via residuale da materiale elettronico (3% - batterie, circuiti stampati, display) e altri materiali (2% - legno e carta da imballaggio). Sono state inoltre utilizzate 37 tonnellate di plastica riciclata 105 nei circa 90.000 Nimbus consegnati nel 2025 (circa l’1% sul peso totale della plastica acquistata), un dato che conferma il trend positivo (0,2% nel 2024) e la volontà del Gruppo di dare un peso sempre maggiore all’impiego di Plastica Seconda Vita come materia prima dei prodotti acquistati.
Flussi di risorse in uscita (E5 – 5)
Prodotti e materiali
Lo smart meter Nimbus costituisce l’unico prodotto di cui il Gruppo è proprietario.
Le sue dimensioni ridotte riducono gli impatti logistici, semplificando lo stoccaggio in magazzino, il trasporto e l'installazione sul campo. La vita utile di Nimbus è stimata essere maggiore del 50% rispetto ai contatori ad oggi già installati in Italgas ed è stato disegnato e progettato con un target di “mean time to failure” di 19 anni, ben superiore alla vita utile di 15 anni definita dalle norme di riferimento.
Il design modulare distingue un'area dedicata alla metrologia e una dedicata principalmente alle funzioni di comunicazione favorendo una gestione più semplice e sostenibile delle operazioni di smaltimento del prodotto.
Flussi di risorse in uscita ( E5 – 5)
Rifiuti
Nel 2025 i rifiuti derivanti dalle attività del Gruppo sono stati pari a 994,8 tonnellate. I rifiuti pericolosi ammontano a 11,3 tonnellate e i non pericolosi a 983,5 tonnellate (che corrisponde al 98,9% dei rifiuti prodotti).
Il valore complessivo dei rifiuti inviati a recupero o smaltimento ammonta a 1010,3 tonnellate (il valore supera il dato dei rifiuti totali prodotti in quanto è comprensivo delle giacenze del 2024 gestite durante l’anno 2025), composti prevalentemente da contatori elettronici, oggetto della campagna di sostituzione massiva. Sono stati gestiti a recupero 984,8 tonnellate 106 pari al 97,5% dei rifiuti prodotti dal Gruppo e a smaltimento 25,5 tonnellate di rifiuti.
104 L’analisi ha considerato l’80% delle principali categorie di materiale che rappresentano circa il 91% del valore acquistato nel periodo di riferimento.
105 Sulla base della scheda di prodotto fornita dal produttore.
106 Di cui 10,1 ton classificate come rifiuti pericolosi e le restanti 974,7 ton non pericolosi; tutti i rifiuti inviati a recupero sono stati gestiti secondo modalità differenti da riutilizzo e riciclaggio (altre operazioni di recupero).
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| 2024 | 2025
Pericolosi (ton) | Non pericolosi (ton) | Pericolosi (ton) | Non pericolosi (ton)
Incenerimento | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0
Smaltimento in discarica | 0,0 | 4,9 | 0,0 | 0,5
Altre operazioni di smaltimento | 6,3 | 1,4 | 0,7 | 24,3

Rifiuti non riciclati | 2024 | 2025
% | Valore assoluto (ton) | % | Valore assoluto (ton)
1,6% | 12,6 | 2,5 | 25,5

I dati indicati sono dati effettivi (e non stimati) estratti sulla base dei documenti di tracciabilità. I principali tipi di rifiuti prodotti riguardano: apparecchiature dismesse, inclusi i contatori (circa l'85% per il perimetro italiano), carta, ferro e acciaio, metalli misti. Non sono presenti rifiuti radioattivi. Lo smaltimento dei rifiuti rappresenta l'ultima opzione nella gerarchia dei rifiuti, questa attività è necessaria nonché obbligatoria solo quando la caratterizzazione dei rifiuti non evidenzia alcuna possibilità di recupero (a causa della natura del rifiuto).
A partire dal 2024 Italgas ha siglato un protocollo di collaborazione con il Centro di Coordinamento RAEE, l’organismo centrale che si occupa di ottimizzare raccolta, ritiro e gestione di tali rifiuti su scala nazionale. L’iniziativa consente a Italgas di fruire del servizio di ritiro dei RAEE da parte dei sistemi collettivi consorziati del CdC RAEE e di smaltire - recuperando e riciclando i principali componenti e materiali - circa 200.000 contatori che vengono sostituiti in media ogni anno. L’accordo genera benefici lungo l’intera filiera, assicurando la tracciabilità e il corretto trattamento dei flussi di rifiuti e contribuendo al contrasto della loro dispersione. Grazie a tale iniziativa nel 2025 sono stati ritirati dal consorzio 132.356 smart meters gestiti direttamente dal Gruppo, corrispondenti a circa 265 tonnellate e 208.870 smart meters (circa 418 tons) gestiti dalle imprese appaltatrici.
Perdite idriche
Politiche adottate per gestire questioni di sostenibilità rilevanti (MDR-P)
Attraverso la Politica sulla gestione del servizio idrico, l’azienda ribadisce il proprio impegno nell'integrare le sfide e le opportunità legate alla gestione idrica all'interno della strategia aziendale, facendo leva sulle competenze sviluppate per l’innovazione e digitalizzazione dell’infrastruttura di distribuzione del gas.
Il Gruppo attribuisce un'importanza centrale alla resilienza delle proprie infrastrutture per il servizio idrico, per garantire la continuità e la sostenibilità delle proprie attività, anche a fronte del cambiamento climatico. Gli impatti, i rischi e le opportunità legati alla gestione idrica integrata vengono costantemente analizzati e monitorati per fronteggiare eventuali minacce che possano compromettere l’integrità delle infrastrutture e la qualità dell’acqua.
L’impegno del Gruppo per una gestione consapevole della risorsa idrica è supportato da:
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• investimenti volti al potenziamento, sostituzione e/o adeguamento delle reti ammalorate e degli impianti per il servizio idrico, distrettualizzazione, monitoraggio in continuo e interventi di manutenzione proattiva al fine di ridurre perdite idriche, potenziali guasti e migliorare la qualità del servizio;
• implementazione di azioni mirate a garantire un continuo miglioramento della qualità dell’acqua distribuita e depurata con l’obiettivo di rispettare e superare gli standard di qualità fissati dalla normativa vigente a livello nazionale, a tutela della salute pubblica e dell’ambiente attraverso un piano di campionamento e analisi, anche in continuo;
• digitalizzazione per abilitare la gestione remota degli impianti e della rete, consentendo non solo di migliorare il servizio offerto, ma anche di raccogliere dati in tempo reale per poter prioritizzare gli interventi futuri.
Azioni e risorse relative a questioni di sostenibilità rilevanti, metriche relative a questioni di sostenibilità rilevanti, monitoraggio dell'efficacia delle politiche e delle azioni mediante obiettivi (MDR- A, MDR-M, MDR-T)
Il Gruppo Italgas opera nel settore idrico attraverso la società Nepta Spa. In particolare, il perimetro di rendicontazione include la gestione di 5 comuni della Provincia di Caserta servendo oltre 29.000 utenti finali e Acqua Campania 107 che, attraverso l'Acquedotto della Campania Occidentale, serve indirettamente circa 3 milioni di abitanti. Le due società operano rispettivamente come distributore e grossista nell'ambito del servizio idrico.
Il Gruppo ha previsto, nell'arco temporale del Piano Strategico 2025-2031, azioni definite per migliorare l’efficienza operativa e raggiungere i target aziendali di riduzione delle perdite idriche.
In particolare, per le società oggetto di rendicontazione, si prevedono i seguenti interventi:
• la sostituzione massiva di tubazioni e connessioni, per modernizzare la rete e migliorare la resilienza;
• la digitalizzazione e automazione del 100% della rete e degli impianti, fondamentale per ottimizzare la gestione e raccogliere dati in tempo reale, anche attraverso l’installazione di smart meter per i processi di misurazione e fatturazione;
• l’implementazione del telecontrollo per tutti i segnali provenienti dagli strumenti in campo, cui sarà collegato un sistema di controllo avanzato per la gestione dei processi da remoto;
• la realizzazione di una sala di controllo centralizzata, dotata di tecnologie avanzate come il rilevamento delle perdite tramite intelligenza artificiale, manutenzione intelligente e analisi dei dati, per migliorare il monitoraggio e ridurre le inefficienze.
Nel corso del 2025 le azioni completate da Nepta sono:
107 Società acquisita a partire dal 30 Gennaio 2024.
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• l’ installazione di idrovalvole per la gestione ottimale della pressione in rete, grazie anche alla presenza di sensori di monitorabili da remoto e in continuo;
• la sostituzione massiva del parco contatori di utenza con smart-meter di ultima generazione, raggiungendo la quota di 85% degli utenti attivi;
• l’avvio di progetti di ricerca perdite tramite tecnologia noise logger e di efficientamento dei distretti realizzati, nonché il rilievo e la digitalizzazione dell’intera rete in gestione.
Inoltre, per Acqua Campania, nel 2025 è stata completata l'installazione delle periferiche per il trasferimento al telecontrollo delle portate erogate ai clienti all'ingrosso e ulteriori misuratori di portata lungo linea per poter ampliare la distrettualizzazione della rete idrica gestita.
Per ottemperare all'impegno delineato nella Politica sulla gestione della risorsa idrica, il Gruppo ha adottato dei target sfidanti di medio e di lungo periodo volti alla graduale riduzione delle perdite idriche lungo la propria rete a partire dal 2023 (anno base) in accordo con quanto espresso nel Piano Strategico 2025-2031. I target sono applicabili a tutte le società idriche del Gruppo Italgas (comprese Siciliacque e Acqualatina) distinti per settori di distribuzione e trasporto 108 .
In particolare, per le sole società all’interno del perimetro di rendicontazione della Dichiarazione Consolidata di sostenibilità, in linea con i target di Gruppo di cui sopra, è prevista una riduzione delle perdite idriche (M1b) 109 dal 2,9% del 2023 al 2,0% del 2027 per Acqua Campania e dal 62% del 2023 al 29% del 2031 per Nepta.
Le performance del 2025 registrano perdite idriche per Acqua Campania pari a 2,6%, con valori in linea con i dati dell’anno precedente e del 61,5% per Nepta (60,4% nel 2024).
Il Piano Strategico prevede per Acqua Campania circa 8,2 milioni di euro nel periodo il 2025-2027 e per Nepta circa 45,6 milioni di euro nell'orizzonte temporale 2025-2031. In particolare, per l'anno 2025 gli investimenti strettamente dedicati alla riduzione perdite idriche su Acqua Campania e per le manutenzioni straordinarie sono stati di 2,5 milioni di euro; su Nepta sono stati effettuati circa 2 milioni di euro di CapEx per la riduzione perdite sulla rete gestita dalla società. I CapEx finalizzati alla riduzione delle perdite idriche sono indicati, nel presente documento, in corrispondenza della nota 13 “Immobili, impianti e macchinari” e 14 “Attività immateriali” del Bilancio consolidato.
7.3 Informazioni sociali
S1 - Forza lavoro propria
Interessi e opinioni dei portatori d'interessi (ESRS 2 SBM-2)
108 Per il settore idrico, il Gruppo si è dotato di specifici obiettivi di riduzione delle perdite idriche al 6% nel trasporto e al 30% nella distribuzione al 2030 rispetto alla baseline 2023. Baseline 2023 per il trasporto (Siciliacque): 16,5%, per la distribuzione (Acqualatina e Nepta): 73,7% (aggregate attraverso la media ponderata delle perdite). I target sono stati elaborati internamente al Gruppo Italgas e non sono stati coinvolti stakeholders esterni nel processo di validazione.
109 In accordo con quanto stabilito da ARERA le perdite idriche vengono misurate attraverso l’indicatore M1b (%), definito come rapporto tra il volume delle perdite idriche totali e volume complessivo in ingresso nel sistema di acquedotto nell’anno considerato. I volumi fatturati, utili al calcolo delle perdite idriche totali, sono parzialmente soggetti a stima così come previsto da ARERA.
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Il Gruppo Italgas pone grande attenzione agli interessi, ai diritti e alle opinioni delle risorse che fanno parte del proprio personale, considerandoli elementi fondamentali nella definizione della strategia aziendale e del modello di business. Questo impegno si concretizza con la formalizzazione e l’aggiornamento delle policy interne e del Codice Etico, in linea con le Direttive OCSE (Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico) e con l’obiettivo di promuovere il rispetto e la tutela dei diritti umani. L'azienda si impegna a garantire pari opportunità, assicurare condizioni di salute e sicurezza sul lavoro e favorire un ambiente inclusivo e rispettoso.
Il Gruppo conduce regolarmente indagini di clima, coinvolgendo l’intero personale per dare voce ai dipendenti e favorire un miglioramento continuo. I risultati vengono condivisi sia con la leadership aziendale, per individuare aree di eccellenza e opportunità di miglioramento, sia con l’intero personale. L’ approccio di ascolto attivo consente di mettere in atto azioni concrete e mirate per migliorare il benessere e la soddisfazione dei dipendenti, integrando le loro opinioni e necessità nel processo decisionale aziendale.
La descrizione dei lavoratori dipendenti e non dipendenti coinvolti è rappresentata nell’analisi dei singoli impatti (ESRS 2 – SBM 3).
Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale (ESRS 2 SBM-3)
Italgas riconosce che gli impatti effettivi e potenziali sui propri lavoratori, di seguito riportati, sono strettamente connessi alla sua strategia e modello di business. Sebbene la probabilità di episodi di mancato rispetto dei diritti umani, della diversità e delle pari opportunità sia estremamente bassa, non si può escludere del tutto il verificarsi di eventi isolati che potrebbero compromettere questi principi.
Impatti negativi
Mancato rispetto dei diritti umani nella propria forza lavoro
Le attività dirette del Gruppo potrebbero potenzialmente esporre la propria forza lavoro a eventuali violazioni dei diritti umani, legate a pratiche non conformi agli standard internazionali in materia di condizioni e orari di lavoro, sicurezza occupazionale, retribuzioni adeguate, libertà di associazione, contrattazione collettiva e dialogo sociale, lavoro forzato e minorile.
Il Gruppo, operando in Italia e in Grecia, si colloca in contesti ampiamente regolati dal punto di vista normativo relativamente al rispetto dei diritti umani dei lavoratori. I lavoratori, come verrà illustrato di seguito, sono tutelati dalla contrattazione collettiva nazionale che determina, mediante accordo tra l'azienda e le organizzazioni sindacali, le condizioni di lavoro in termini di retribuzione, orari di lavoro, ferie e permessi ecc. e dalle misure integrative volte alla promozione del benessere e allo sviluppo del dipendente. Inoltre, Italgas ha implementato un sistema di compliance interna che consente la verifica del rispetto della normativa vigente nonché delle procedure interne.
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Tipologia di lavoratori coinvolti: tutti i lavoratori, compresi coloro che operano in somministrazione o come collaboratori. Nessuna delle attività svolte è esposta al rischio di lavoro forzato o minorile in nessuna delle aree geografiche in cui il Gruppo opera. Anche nei casi di assunzione con contratto di apprendistato professionalizzante la selezione prevede il compimento della maggiore età.
Mancato rispetto delle diversità e delle pari opportunità nella propria forza lavoro
Le dinamiche organizzative e operative delle attività dirette del Gruppo potrebbero influire negativamente sul rispetto delle diversità e delle pari opportunità della propria forza lavoro limitando l'inclusione di profili eterogenei, la valorizzazione delle competenze individuali e il pieno sviluppo professionale di tutti i lavoratori. Questi impatti potrebbero derivare dalla struttura organizzativa e dalle necessità operative del Gruppo.
Tipi di lavoratori coinvolti: ruoli tecnici e operativi, lavoratori vulnerabili come persone con disabilità/soggetti fragili o persone che fruiscano di congedi di lungo periodo.
Mancata tutela della salute e sicurezza dei lavoratori dipendenti
Le attività operative dirette del Gruppo potrebbero comportare rischi per la salute e la sicurezza dei lavoratori. L'utilizzo di attrezzature complesse e macchinari potenzialmente pericolosi, se non adeguatamente gestiti attraverso dispositivi di protezione, formazione specifica e protocolli di sicurezza, potrebbe esporre i dipendenti al rischio di incidenti gravi o potenzialmente letali. Gli impatti strettamente legati alla natura operativa del business del Gruppo riguardano principalmente rischi collegati alla guida dei mezzi operativi, rischi legati alle attività di messa in gas e utilizzo di gas (incendio ed esplosione), rischi di attività in prossimità di scavi (caduta nello scavo), lavori in spazi confinati o in quota, operazioni di sollevamento.
Tipi di lavoratori coinvolti: operai specializzati che eseguono attività sul campo
Per quanto concerne la mancata tutela di salute e sicurezza dei lavoratori dipendenti, gli eventi verificatisi nel 2025 sono ascrivibili principalmente a:
• svolgimento di attività che per il Gruppo sono considerate “ad alto rischio” (es. movimentazione veicoli, operazioni di sollevamento, lavori di scavo),
• eventi avvenuti mentre il dipendente era alla guida del mezzo aziendale,
mentre riguardano in via residuale situazioni avvenute in ambito di processo lavorativo, relative dunque a singoli episodi. Tutti gli eventi sono stati oggetto di analisi sistemiche volte a individuare le cause e definire azioni correttive che sono state tempestivamente attivate per evitare il ripetersi di infortuni analoghi.
Impatti positivi
Contributo al benessere dei dipendenti tramite l'attuazione di iniziative e misure di welfare
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Il Gruppo implementa misure di welfare mirate al benessere dei dipendenti, valorizza l’equilibrio tra lavoro e vita privata e favorisce un ambiente di lavoro inclusivo e accogliente.
Tipi di lavoratori coinvolti: tutti i dipendenti e i loro familiari.
Nell’identificazione degli impatti sui lavoratori, il Gruppo individua le tipologie di persone che potrebbero essere maggiormente impattate a causa di particolari caratteristiche personali. In particolare, le persone soggette a carichi di cura, persone con disabilità, genitori o soggetti fragili, persone appartenenti a minoranze etniche e culturali che potrebbero essere più suscettibili a impatti significativi.
Aumento della professionalità e preparazione dei dipendenti tramite sviluppo di competenze upskilling e reskilling
L'attività formativa in Italgas è strettamente connessa alla strategia aziendale e contribuisce al raggiungimento degli obiettivi della stessa. La formazione è uno strumento essenziale per favorire l'adozione e l'integrazione di tecnologie innovative, in particolare legate all'Intelligenza Artificiale, supportando il processo di trasformazione digitale dell'azienda. I dipendenti vengono sensibilizzati sull'importanza della sostenibilità ambientale e sociale, viene favorita l'adozione di pratiche operative che riducono l'impatto ambientale rafforzando così l'impegno del Gruppo in una transizione energetica responsabile e sostenibile.
Le attività di formazione sono importanti per l’integrazione delle nuove società acquisite, poiché garantiscono un allineamento culturale e professionale con il modello di business di Italgas, basato su efficienza, innovazione e orientamento ai risultati. Questo approccio contribuisce a creare un ambiente di lavoro più sicuro, inclusivo e stimolante, capace di attrarre e trattenere i migliori talenti.
Tipi di lavoratori coinvolti: tutti i dipendenti.
Non sono presenti rischi e/o opportunità finanziarie rilevanti per il Gruppo derivanti dagli impatti e dalle dipendenze in termini di forza lavoro propria.
La strategia di transizione energetica del Gruppo può avere come potenziali impatti negativi l'inadeguatezza eventuale delle competenze della forza lavoro a causa dell'evoluzione del modello di business con l'introduzione di gas verdi e altri nuovi o differenti processi operativi (ad esempio a seguito della digitalizzazione degli stessi). Il Gruppo sta gestendo questi rischi in modo proattivo sviluppando programmi di reskilling e upskilling per dotare il personale delle competenze necessarie.
Politiche relative alla forza lavoro propria (S1-1, MDR-P)
Il Gruppo presidia gli impatti, rischi e opportunità materiali relativi alla forza lavoro propria attraverso un sistema strutturato di politiche aziendali, tra cui la Politica sui Diritti Umani, la Politica sui Diritti del Lavoro e le Pratiche Occupazionali, la Politica di Diversità, Parità di genere e Inclusione, la Politica HSEQE (Health, Safety, Environment, Quality, Energy Efficiency) e il Codice Etico (di quest’ultimo si veda quanto illustrato nel DR G1- 1 e G1-3).
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Le Politiche del Gruppo sono sviluppate in conformità ai Dieci Principi del Global Compact delle Nazioni Unite e ai Principi Guida dell'ONU su Imprese e Diritti Umani, si inseriscono nel quadro della Dichiarazione Universale dei Diritti Umani, delle Convenzioni fondamentali dell’ILO, delle Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali.
La Politica sui Diritti Umani promuove il rispetto dei diritti fondamentali, garantendo occupazione sicura, condizioni di lavoro eque, orario di lavoro conforme alle normative, salari adeguati, salute e sicurezza, dialogo sociale, libertà di associazione, esistenza di comitati aziendali e diritti di informazione, consultazione e partecipazione dei lavoratori, nonché la contrattazione collettiva e l’equilibrio tra vita professionale e vita privata. La Politica vieta il lavoro minorile, il lavoro forzato e la tratta di esseri umani.
La Politica sui Diritti del Lavoro e le Pratiche Occupazionali rafforza il presidio sulle condizioni di impiego, disciplinando equità retributiva, orario di lavoro, salute e sicurezza, non discriminazione, libertà di associazione e contrasto a ogni forma di abuso o sfruttamento.
La Politica di Diversità, Parità di genere, Inclusione, Prevenzione delle discriminazioni e Tutela della Dignità del Personale , emessa di concerto con il Comitato Guida per la Certificazione UNI PDR 125/2022, promuove la parità di trattamento e di opportunità per tutti, la parità di genere e la parità di retribuzione per un lavoro di pari valore, la diversità e l’inclusione. La Politica prevede azioni positive a favore di categorie di lavoratori vulnerabili, tra cui persone con disabilità, lavoratori appartenenti a minoranze, lavoratori più anziani, giovani, persone in condizioni di fragilità e altri gruppi potenzialmente esposti a discriminazione, sostenendo al contempo la formazione e lo sviluppo delle competenze e misure contro la violenza e le molestie sul luogo di lavoro.
La Politica HSEQE assicura ambienti di lavoro sicuri e salubri attraverso la prevenzione degli infortuni, la riduzione dei rischi occupazionali, la formazione continua e il monitoraggio delle performance di salute e sicurezza.
L’attuazione delle politiche è supportata da procedure operative, audit periodici, autovalutazioni e meccanismi di segnalazione anonima che garantiscono misure di rimedio in caso di impatti negativi sui diritti umani e fenomeni di discriminazione come molestie, violenza e mobbing.
Processi di coinvolgimento dei lavoratori propri e dei rappresentanti dei lavoratori in merito agli impatti (S1-2)
Il coinvolgimento dei lavoratori e dei loro rappresentanti avviene attraverso il dialogo con le organizzazioni sindacali e i rappresentanti dei lavoratori come previsto dal Protocollo di Relazioni Industriali.
Nel 2025, il Gruppo Italgas ha garantito un coinvolgimento strutturato delle Organizzazioni Sindacali (OO.SS). attraverso diverse fasi del processo decisionale, sia in Italia che in Grecia e durante il processo di acquisizione e fusione con 2i Rete Gas. Il tipo di coinvolgimento include consultazioni, negoziazioni e il dialogo sviluppato all’interno delle istituzioni paritetiche aziendali (es. Istituzione Paritetica Aziendale - per lo Smart Working e la Formazione). La frequenza è stata elevata, con n. 128 incontri in Italia (n. 50 a livello nazionale e 78 a livello
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locale) e n. 7 in Grecia, dimostrando un impegno costante e capillare nella partecipazione dei rappresentanti dei lavoratori.
In funzione degli argomenti trattati una volta l'anno, è previsto un incontro tra le Segreterie Generali delle OO.SS. e l'Amministratore Delegato e il Direttore People Innovation & Technology.
L’istituzione di organi paritetici nonché l'istituzione del Comitato di Coordinamento delle RSU, favorisce un confronto continuo, permettendo al Gruppo di raccogliere direttamente le istanze dei dipendenti e trasformarle in azioni concrete. Nel 2025 il confronto si è consolidato anche rispetto alle tematiche in materia di salute e sicurezza sul lavoro con i componenti del Comitato di Coordinamento RLS.
Gli accordi sindacali stipulati non sono semplici strumenti formali, ma veri e propri motori di cambiamento che consentono a Italgas di mantenere un ambiente di lavoro rispettoso, inclusivo e attento alle prospettive dei propri dipendenti, rafforzando al contempo il dialogo sociale come valore fondamentale del Gruppo.
Particolare attenzione viene prestata anche all'identificazione di eventuali gruppi vulnerabili: ad esempio caregiver (neo-genitori o dipendenti che assistono genitori anziani o familiari con disabilità o bambini con particolari necessità legate all'apprendimento), persone con problematiche di salute, categorie protette, vittime di violenza di genere, dipendenti per cui venga accertato lo stato di tossicodipendenza o alcool dipendenza, lavoratori stranieri non appartenenti alla UE.
Processi per porre rimedio agli impatti negativi e canali che consentono ai lavoratori propri di sollevare preoccupazioni (S1-3)
Il Gruppo adotta un approccio responsabile nella gestione dei rimedi per eventuali impatti negativi materiali sui propri dipendenti causati o a cui ha contribuito. Il processo di rimedio include la valutazione dell’impatto, il dialogo con i lavoratori interessati, la definizione di azioni correttive e, ove opportuno, l’eventuale coinvolgimento delle organizzazioni sindacali. Tali attività sono volte a garantire che le misure adottate rispondano efficacemente alle esigenze dei lavoratori colpiti.
Il Gruppo ha implementato una Procedura Segnalazioni che - tramite il canale di whistleblowing- consente ai lavoratori propri di sollevare direttamente preoccupazioni o esigenze legate a presunte irregolarità: ad esempio condizioni di lavoro, discriminazione, violazione di diritti umani, sicurezza. In caso di segnalazioni, vengono adottate azioni correttive appropriate, che possono includere interventi gestionali o misure disciplinari nei confronti dei dipendenti coinvolti. Per una descrizione completa del canale si faccia riferimento al DR G1-1.
Italgas promuove la conoscenza sul canale segnalazioni mettendo a disposizione di tutti i dipendenti del Gruppo dei corsi on-line obbligatori sulla normativa Whistleblowing e sulle modalità per segnalare, in modo riservato, eventuali comportamenti illeciti o non etici. Al fine di valutare la consapevolezza di tale strumento vengono monitorati i livelli di partecipazione ai corsi. Attualmente, Italgas non ha un processo strutturato per valutare il livello di fiducia dei lavoratori propri su questi canali.
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Interventi su impatti rilevanti per la forza lavoro propria e approcci per la mitigazione dei rischi rilevanti e il perseguimento di opportunità rilevanti in relazione alla forza lavoro (S1-4)
Il Gruppo adotta un ampio ventaglio di iniziative mirate a gestire in modo efficace le principali tematiche legate ai diritti umani, alla diversità, alle pari opportunità e alla salute e sicurezza. Parallelamente, si impegna a rafforzare e promuovere le competenze dei dipendenti, oltre a migliorare continuamente le proprie politiche di welfare. L’efficacia delle azioni poste in essere con la mitigazione degli impatti negativi è monitorata mediante i target previsti per ogni impatto.
Presidiare il rispetto dei diritti umani
Il Gruppo ha sviluppato un processo di due diligence sui diritti umani atto a identificare, valutare e mitigare potenziali impatti e rischi legati ai diritti umani all’interno delle proprie attività e nelle relazioni di business., applicando procedure operative, audit, monitoraggio dei target e canali di segnalazione anonima. L’efficacia delle misure è verificata periodicamente e integrata con programmi di sensibilizzazione dei dipendenti.
Il Gruppo partecipa a iniziative internazionali, come il Business and Human Rights Accelerator dello UN Global Compact Network Italia, al fine di approfondire e confrontarsi con associazioni internazionali, peers e organizzazioni non governative sulle migliori pratiche di gestione dei rischi sui diritti umani.
Promuovere la managerialità al femminile e garantire un ambiente di lavoro in cui siano offerte pari opportunità, anche a livello salariale
Italgas conferma il proprio impegno sui temi di Diversity & Inclusion per migliorare l’inclusione, promuovere le pari opportunità, apprezzare il valore della diversità e valorizzare l’unicità delle persone in linea con gli obiettivi previsti dal Piano di Creazione di Valore Sostenibile. È stato avviato un programma di change management dedicato alla Diversity & Inclusion attraverso la realizzazione di iniziative diffuse di sensibilizzazione che, nel 2025, è culminato nell’identificazione di oltre 70 Ambassador Diversity & Inclusion, figure chiave del cambiamento che lavorano sui temi: Age & Culture, Disability, genere e orientamento affettivo-sessuale. Il percorso degli ambassador D&I è stato divulgato anche in Grecia, coinvolgendo persone distribuite sul territorio greco e appartenenti a diverse funzioni.
Italgas ha superato positivamente la verifica di mantenimento della certificazione Uni Pdr 125/2022 per due società del gruppo (Italgas Spa e Geoside) e si è associata a diverse organizzazioni per promuovere un modello di impresa inclusivo. Nel 2025, Italgas ha contribuito alla creazione dell'associazione PARI - Insieme contro la violenza di genere, come socio fondatore. Ha promosso numerose iniziative di formazione e divulgazione con il fine di sensibilizzare la popolazione aziendale sulle tematiche relative alla violenza di genere. Per sensibilizzare sul tema delle disabilità Italgas ha organizzato corsi e-learning di formazione per fornire gli strumenti necessari per rendere i documenti aziendali accessibili. Inoltre, ha introdotto un sistema di Total Reward per aumentare la consapevolezza sui propri elementi retributivi. Italgas monitora costantemente l'efficacia delle sue azioni attraverso la survey annuale "La tua voce conta" e altre survey mirate. Grazie ai feedback dei dipendenti, sono state attivate iniziative come gli Olympic Games, una giornata
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di sport e condivisione e Open Gest, un'iniziativa rivolta a tutti i dipendenti di Italgas Reti, per tradurre la strategia aziendale nel lavoro quotidiano.
Promuovere il benessere dei dipendenti
Un piano di welfare con una vasta gamma di servizi e iniziative risponde alle diverse esigenze della popolazione dipendente, inclusi supporto alla famiglia, al reddito, alla salute e al benessere fisico, al tempo libero e alle quotidiane incombenze e si pone il target al 2030 del 90% dei dipendenti che ne usufruiscono. Nel 2025 il piano welfare ha confermato le iniziative introdotte nel 2024 e si è arricchito ulteriormente con l'introduzione di Euty, un'app a sostegno della genitorialità, dell'educazione finanziaria e dei contributi di welfare pubblico. Ha inoltre confermato gli eventi sportivi e l'incremento dei giorni di smart working per i genitori con figli fino a 14 anni.
Il congedo di paternità viene esteso, permettendo a tutti i neopapà di fruire di 5 giorni aggiuntivi di congedo di paternità, oltre ai 10 previsti attualmente per legge. Viene offerto supporto al reddito e al tempo libero (microcredito, convenzioni con istituti bancari, etc.), alla famiglia (rimborso asili nido, campus estivi, supporto allo studio), e alla salute e al benessere (prevenzione oncologica). Nel 2025, Italgas ha raddoppiato il numero di borse di studio a disposizione dei figli dei dipendenti che frequentano le scuole superiori e l'università, portandole a 50. Welfare Day e webinar rimangono un’importante occasione di condivisione e approfondimento per tutta la popolazione aziendale.
In un contesto normativo che non prevede specifiche disposizioni in materia, le società greche hanno scelto di intervenire in modo proattivo attraverso la contrattazione aziendale, introducendo politiche orientate al miglioramento dell’equilibrio tra vita privata e lavorativa e alla tutela del benessere delle persone. In questo ambito rientrano l’introduzione dello smart working a partire dal 2024 e l’attivazione di forme di copertura sanitaria.
Promuovere la salute e sicurezza dei dipendenti
Il Gruppo Italgas si impegna a garantire condizioni di lavoro sicure, puntando al mantenimento di un indice combinato degli infortuni per dipendenti e contrattisti 110 inferiore a 0,15.
Questo obiettivo viene perseguito attraverso attività di formazione dedicate, incontri di sensibilizzazione e momenti di confronto sulla sicurezza, promuovendo una cultura aziendale orientata alla prevenzione e alla protezione della salute dei lavoratori. Nel 2025 si sono tenuti incontri fra il management e i dipendenti per esaminare gli aspetti di tipo organizzativo e operativo con particolare focus sui temi di sicurezza.
Mensilmente vengono analizzati e condivisi con le direzioni i principali indicatori di sicurezza nell'ambito della Monthly Dashboard. Nel 2025 è proseguito ed è stato migliorato il progetto di monitoraggio delle condizioni di sicurezza nei cantieri con ispezioni costanti nel corso dell'anno su aspetti HSE ponendo particolare attenzione
110 Ottenuto dal prodotto dell’indice di frequenza degli infortuni, espresso in numero degli infortuni verificati per ogni milione di ore lavorate, per l’indice di gravità, espresso in numero di giorni di assenza su migliaia di ore lavorate.
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alle attività ad alto rischio che possono comportare infortuni. Nel Gruppo sono state effettuate 5.466 ispezioni in cantiere in Italia e 504 ispezioni in cantiere in Grecia.
In caso di infortuni o near miss di particolare rilevanza, vengono condivise con il management e gli enti HSE delle proprie società, le cause dell'evento e le principali azioni correttive da implementare al fine di evitare il ripetersi dell'evento in altre società del Gruppo.
Il piano di azione prevede il mantenimento delle azioni già intraprese con particolare focus sulla riduzione dell'indice combinato di infortuni e il potenziamento delle segnalazioni di azioni e condizioni insicure da parte dei lavoratori sull'app Safe4You, disponibile a tutti i lavoratori sull'intranet aziendale.
Azioni per rimediare a impatti materiali negativi attuali
Il Gruppo Italgas mette in atto diverse attività indirizzate alla minimizzazione degli eventi infortunistici dei propri dipendenti, come illustrato nel DR S1-4. Nel 2025, si riporta un aumento degli eventi infortunistici verificatisi nell’ambito delle attività lavorative di personale dipendente relativamente al perimetro italiano (si veda DR S1- 14). Tutti gli eventi sono stati oggetto di analisi sistemiche volte a definire azioni correttive che sono state tempestivamente attivate per evitare il ripetersi di infortuni analoghi.
Sviluppo delle competenze digitali e valorizzazione delle risorse
Nel 2025 Italgas ha consolidato ulteriormente la propria strategia di sviluppo delle competenze attraverso IGAcademy, proseguendo in modo strutturato le iniziative di upskilling e reskilling. Sono state erogate complessivamente oltre 300.000 ore di formazione, distribuite nei tre pilastri del modello IGAcademy: “Excellence”, “People” e “Innovation”.
L’offerta formativa ha incluso corsi tecnici su situazioni di emergenza, tecnologie innovative (come Picarro, MadFlex, 3D Asset Mapping), distribuzione gas e pronto intervento; percorsi in collaborazione con la POLIMI Graduate School of Management su project management con certificazioni e open badge; contenuti su tematiche commerciali, gestione reclami, aspetti contabili e patrimoniali e sostenibilità insieme ai Sustainability Ambassador. Sono proseguiti i programmi HSE e Compliance, incluse le iniziative su GDPR, whistleblowing e anticorruzione.
Il programma WeSpeak ha erogato formazione linguistica in inglese e greco, mentre WeTrain ha coinvolto oltre cento docenti interni in workshop dedicati alle tecniche di facilitazione.
Le piattaforme digitali hanno continuato a trasformare l’apprendimento in chiave “pull”, favorendo autonomia e proattività. Iniziative di gamification come FantAcademy hanno incrementato l’engagement, mentre la disponibilità di contenuti on ‑ demand ha favorito un accesso sempre più personalizzato e continuativo ai percorsi formativi. Nel 2025 si sono inoltre affermati nuovi programmi di edutainment e hackaton – AI’m Ready , WeManageProjects e WeDesign – che hanno accelerato la diffusione di competenze su analytics, intelligenza artificiale, project management e design thinking, con format ibridi, interattivi e orientati alla sperimentazione.
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Un ruolo centrale è stato ricoperto dagli IGTalks : 10 appuntamenti aperti all’intera popolazione del Gruppo dedicati a Innovation, Finance e Sustainability, che hanno favorito una cultura condivisa su tecnologie emergenti, macrotrend di settore e transizione energetica.
Il 2025 è stato anche l’anno dell’integrazione con 2i Rete Gas, che ha visto un investimento straordinario in percorsi dedicati alle Operations: oltre 60.000 ore di formazione per il personale ex-2i (circa 30 ore a persona), di cui più di 30.000 ore in presenza, e oltre 20.000 ore di formazione HSE per 1.300 operatori di campo. Sono stati inoltre attivati 140 nuovi esperti a supporto operativo sul territorio.
L’integrazione è stata accompagnata dalla creazione di un unico Learning Hub digitale, con più di 20.000 accessi e oltre 300 interazioni con i due chatbot di supporto sviluppati con tecnologie GenAI. Grazie agli strumenti di intelligenza artificiale sono stati realizzati più di 70 video tutorial e webinar, per circa 20 ore complessive, dedicati all’utilizzo di applicativi e processi Italgas. Questo approccio ha reso disponibili materiali sempre aggiornati, on-demand e accessibili, potenziando la capacità di apprendimento just-in-time lungo tutto il percorso di integrazione.
Programmi di sviluppo personale e leadership:
• WeBecome: Development Center per valutazione e sviluppo competenze;
• WeGrow: Percorso di self-empowerment per Individual Contributor di potenziale;
• WeLead: Programma per neo-manager su sviluppo competenze manageriali;
• ElevaTeam: Percorsi per team di change management ed empowerment;
• 2Gether e Italgas Way: Percorsi di integrazione delle nuove Società del Gruppo;
• Coaching: Per rinforzo figure di responsabilità;
• Ispirare & Influenzare: Per people manager, mirato a ispirare e coinvolgere;
• Iniziativa & Decisionalità: Per people manager, finalizzato ad allenare la decisionalità in contesti complessi.
Collaborazioni nazionali e internazionali con SDA Bocconi, IESE, Headspring, Knauss e Innovit hanno continuato a rafforzare l’offerta su innovazione, leadership e gestione del cambiamento, con programmi certificati e visione globale. Italgas partecipa alle iniziative promosse dal network CDP, tra cui un Corporate MBA e diversi programmi di formazione executive realizzati in collaborazione con le migliori Business School italiane e internazionali. Tutte le azioni sopra descritte contribuiscono al raggiungimento degli obiettivi di formazione e sviluppo del Piano di Creazione di Valore Sostenibile. Le risorse finanziarie future allocate per la gestione della tematica e il raggiungimento degli obiettivi fanno riferimento complessivamente a circa 266 milioni di euro di CapEx e OpEx nel periodo di riferimento 2026-2031. Nel 2025, oltre 42 milioni di euro sono stati spesi in attività relative alla sicurezza dei dipendenti, nelle attività operative e nei cantieri, iniziative di welfare, D&I, sviluppo, formazione e selezione per le persone del Gruppo.
Tali CapEx sono indicati, nel presente documento, in corrispondenza della nota 13 “Immobili, impianti e macchinari” e 14 “Attività immateriali” del Bilancio consolidato; gli OpEx invece sono indicati in corrispondenza della nota 28 “Totale costi e altri oneri operativi” del Bilancio consolidato.
La Direzione People è responsabile dell'identificazione, monitoraggio e gestione degli impatti negativi, nonché della promozione di impatti positivi.
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Il processo di identificazione delle azioni include la valutazione del rischio e l'analisi della conformità legislativa in merito alla gestione dei rapporti di lavoro nell'ambito del Gruppo. In caso di impatti negativi potenziali, Italgas utilizza audit interni, indagini di clima, canali di segnalazione per valutare la probabilità e la gravità degli impatti, mentre per gli impatti effettivi sono condotte approfondite istruttorie interne al fine di valutare l'implementazione di azioni nei confronti dei dipendenti e/o misure correttive.
Le azioni identificate sono selezionate in base alla loro adeguatezza nel contesto specifico e alla loro capacità di risolvere l'impatto in modo efficace, garantendo il rispetto degli standard aziendali e dei diritti dei lavoratori.
Per le aziende del Gruppo aventi sede in Italia e che operano nel settore della distribuzione di gas, oppure che controllano o sono controllate da una società di distribuzione di gas, il possibile impatto in termini di perdita di mercato, ovvero, perdita di concessioni in uno o più Ambiti Territoriali Minimi (Atem), viene gestito applicando il meccanismo di tutela occupazionale previsto dalla normativa di settore (DM 21/04/2011), allocando i lavoratori correttamente nei vari Atem. Analogamente, anche per le aziende del settore idrico, nell’ambito delle gare aventi ad oggetto uno o più Ambiti Territoriali Ottimali, i bandi di gara per l’affidamento della concessione includono specifiche clausole sociali di salvaguardia relative al personale e alla tutela occupazionale. Più in generale, in ogni caso, laddove si dovessero verificare contrazioni o perdite di mercato, si applicano gli strumenti previsti dalla normativa nazionale vigente.
Obiettivi legati alla gestione degli impatti negativi rilevanti, al potenziamento degli impatti positivi e alla gestione dei rischi e delle opportunità rilevanti (S1-5, MDR-T, MDR-M)
Al fine di applicare i principi indicati nelle politiche concernenti i lavoratori del Gruppo sopra menzionate, Italgas ha stabilito appositi target in linea con la strategia delineata nel proprio Piano di Creazione di Valore Sostenibile.

TARGET | Perimetro del target 111 | Target | Anno del target | Stato di avanzamento (2024) | Stato di avanzamento (2025)
Indice combinato di infortunio per dipendenti e contrattisti (target minimo annuo) 112 | Gruppo | < 0.15 | Target minimo annuale | 0,034 | 0,073
Utilizzo dei servizi di welfare | Gruppo | > 90% | 2030 | 81% | 84%
Ore medie di formazione pro-capite erogate 113 | Gruppo | 50 ore annue per dipendente | 2031 | 45 ore | 50 ore
Donne in ruoli di responsabilità 114 | Gruppo | 33,5% | 2031 | 28,8% | 27%

111 I target si riferiscono al perimetro delle società del Gruppo consolidate con il metodo integrale al 31 dicembre 2025, eventuali eccezioni sono espressamente specificate nel documento.
112 Misurato come prodotto dell'indice di frequenza (numero di infortuni per milione di ore lavorate) e dell'indice di gravità (numero di giorni di assenza per mille ore lavorate) degli infortuni registrati a livello di Gruppo e dei suoi contrattisti durante l'anno. Per il 2025 escluso il contributo di 2i Rete Gas con riferimento ai mesi aprile-giugno 2025.
113 Il target è stato reso maggiormente sfidante in quanto il precedente, equivalente a 45 ore pro-capite, era già stato raggiunto nel 2024.
114 Si riferisce alle donne in posizione da responsabile di unità organizzativa al 31.12.2025. Per donne in posizione di responsabilità si intendono le lavoratrici che ricoprono ruoli formalmente assegnati con funzioni di direzione, coordinamento o supervisione di persone, attività o processi.
172

Gender Equity Pay Gap 115 | Italia | 3% | 2030 | 7,5% | 5,7%

I target mirano al miglioramento continuo della performance di Gruppo e non sono monitorati con riferimento ad uno specifico anno base ma rispetto al valore prefissato da raggiungere. Sulla base dei risultati derivanti dal monitoraggio della performance, sono valutate eventuali modifiche o punti di miglioramento alle politiche, iniziative e servizi messi in atto dall'azienda. Nel fissare gli indicatori di redditività, produttività e sostenibilità che stanno alla base del premio di risultato, il Gruppo Italgas coinvolge i dipendenti attraverso le rappresentanze sindacali, discutendo e condividendo i punti di miglioramento e fissandone i termini di valutazione. Tramite l’indagine di clima, vengono raccolte le opinioni e il percepito dei dipendenti rispetto a varie aree, tra cui le performance e gli obiettivi del Gruppo, contribuendo a identificare aree di eccellenza e di miglioramento.
Caratteristiche dei dipendenti dell'impresa (S1-6)
Nel 2025 si è registrata una crescita della popolazione aziendale del 46% rispetto al 2024 riconducibile prevalentemente all’acquisizione di 2i Rete Gas e alla conseguente integrazione del personale.

| Genere | Unità di misura | Paese | 2024 | 2025
Dipendenti | M | Headcount | Italia e Grecia | 3449 | 5081
F | Headcount | Italia e Grecia | 890 | 1262
Altro | headcount | Italia e Grecia | 0 | 0
Non indicato | headcount | Italia e Grecia | 0 | 0
N. Totale di dipendenti (headcount) |  |  | 4339 | 6343
Dipendenti in paesi con più di 50 dipendenti e che rappresentino almeno il 10% del totale dei dipendenti del Gruppo. |  | headcount | Italia | 3700 | 5630
| headcount | Grecia | 639 | 713

Tipologia di contratto | Genere | Unità di misura | 2024 | 2025
Dipendenti a contratto indeterminato | M | headcount | 3296 | 4975
F | headcount | 859 | 1245
Altro | headcount | 0 | 0
Non indicato | headcount | 0 | 0
Dipendenti a contratto determinato | M | headcount | 153 | 106
F | headcount | 31 | 17
Altro | headcount | 0 | 0
Non indicato | headcount | 0 | 0
Dipendenti con orario non garantito | M | headcount | 0 | 0
F | headcount | 0 | 0
Altro | headcount | 0 | 0

115 Calcolato come la variazione del rapporto medio tra la retribuzione annua lorda su base oraria delle donne e quella degli uomini per gruppi di dipendenti comparabili in base al peso organizzativo, riferito al perimetro italiano. Per il 2025 è escluso il personale proveniente da 2i Rete Gas. Tale indicatore è calcolato in maniera diversa dal “Gender Pay Gap”, si veda S1-16.
173

Non indicato | headcount | 0 | 0
Dipendenti full-time | M | headcount | 3440 | 5070
F | headcount | 855 | 1164
Altro | headcount | 0 | 0
Non indicato | headcount | 0 | 0
Dipendenti part-time | M | headcount | 9 | 11
F | headcount | 35 | 98
Altro | headcount | 0 | 0
Non indicato | headcount | 0 | 0

| 31.12.2024 | 31.12.2025
Dipendenti in uscita | M | F | Altro | Non indicato | M | F | Altro | Non indicato
Dipendenti in uscita (n.) | 273 | 55 | 0 | 0 | 294 | 64 | 0 | 0
di cui su base volontaria | 96 | 30 | 0 | 0 | 84 | 40 | 0 | 0
Turnover rate (%) | 7,92 | 6,18 | 0 | 0 | 5.79 | 5.07 | 0 | 0
Turnover rate volontario 116 (%) (%) | 2,78 | 3,37 | 0 | 0 | 1.65 | 3.17 | 0 | 0

Tipologia di contratto | Paese | Unità di misura | 2024 | 2025
Dipendenti a contratto indeterminato | Italia | headcount | 3589 | 5555
Grecia | headcount | 566 | 665
Dipendenti a contratto determinato | Italia | headcount | 111 | 75
Grecia | headcount | 73 | 48
Dipendenti con orario non garantito | Italia | headcount | 0 | 0
Grecia | headcount | 0 | 0
Dipendenti full-time | Italia | headcount | 3656 | 5521
Grecia | headcount | 639 | 713
Dipendenti part-time | Italia | headcount | 44 | 109
Grecia | headcount | 0 | 0

Le informazioni quantitative sui dipendenti del Gruppo sono espresse in termini di headcount e si riferiscono ai dipendenti del Gruppo al 31 dicembre 2025.
Nel corso del 2025 sono state assunte dal mercato 261 persone in totale (166 in Italia e 95 in Grecia).
Si segnala che nella nota 28 del Bilancio consolidato relativa a totale costi e altri oneri operativi, alla sezione "Numero medio dei dipendenti", è indicato il numero più rappresentativo dei dipendenti del Gruppo Italgas, in linea con le richieste del DRS1-6.
Caratteristiche dei lavoratori non dipendenti nella forza lavoro propria dell'impresa (S1-7)
Nel corso del 2025 il numero di lavoratori non dipendenti impiegati dal Gruppo Italgas si è significativamente ridotto, passando da 82 a 4 unità. Il ricorso ha riguardato prevalentemente personale somministrato nelle sedi italiane, mentre in Grecia non risultano più attivi contratti di service provision.
116 Indica la percentuale di dipendenti che hanno lasciato volontariamente l'azienda rispetto al totale della forza lavoro, ad esclusione dei pensionamenti
174
Le informazioni sopra indicate sui lavoratori non-dipendenti sono espresse in termini di headcount e si riferiscono ai lavoratori non-dipendenti del Gruppo al 31 dicembre 2025.
Copertura della contrattazione collettiva e dialogo sociale (S1-8)
Nel 2025 è proseguito l'impegno del Gruppo nel mantenere saldi i rapporti con le OO.SS., mirando all’attuazione del Protocollo di Relazioni Industriali.
Attraverso il dialogo sindacale, sono stati raggiunti importanti accordi su diversi temi, tra cui, a valle della fusione di 2I Rete Gas S.p.A. in Italgas Reti S.p.A., l’armonizzazione dei trattamenti economici e normativi a livello dell’intero Gruppo Italgas (Italia) valorizzando l’apporto di entrambe le realtà societarie coinvolte nell’operazione su tutte le Società del Gruppo.
L’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, nell’approvare l’acquisizione di 2i Rete Gas, ha imposto la dismissione di alcune porzioni di concessione di distribuzione del gas metano: anche in questo caso il dialogo tra le Parti ha portato alla sottoscrizione di un accordo sindacale a tutela delle condizioni dei dipendenti ceduti ai nuovi acquirenti.
È proceduto il confronto sui temi dell'occupazione e della reinternalizzazione di attività fondamentali quali il servizio di pronto intervento in reperibilità, anche a seguito della profonda riorganizzazione territoriale dovuta alla fusione.
La trattativa sindacale si è incentrata anche su temi organizzativi, tra cui la riorganizzazione del Centro Integrato di Supervisione (CIS) e Centro Comando e Controllo Impianti e Reti Digitali (CIRD) a livello di Gruppo e la revisione degli accordi relativi al servizio di ricerca fughe Picarro.
Le Parti hanno collaborato anche per l’elevazione degli standard di sicurezza e tutela dei beni aziendali tramite un accordo sindacale per la videosorveglianza, anche a seguito della direttiva comunitaria CER Critical Entities Resilience , a tutela degli asset aziendali e attraverso la sperimentale installazione di dash cam a bordo di tutti i veicoli aziendali dedicati al servizio notturno di ricerca fughe. Nel mese di dicembre, infine, è stata esperita un’ulteriore procedura sindacale ai sensi dell’art. 47 Legge 428/1990 per la creazione di una newco immobiliare a servizio del Gruppo.
Le Parti hanno poi provveduto alla consuntivazione del Premio di Risultato 2024 e alla definizione degli obiettivi per il 2025.
Sono proseguiti anche i lavori dell’Istituzione Paritetica per la Formazione, con condivisione delle iniziative formative di Gruppo e la sottoscrizione di accordi per la formazione finanziata: le Parti hanno anche stipulato l’accordo per la partecipazione al bando del Fondo Nuove Competenze

Lavoratori non-dipendenti | Unità di misura | 2024 | 2025
N. Totale di lavoratori non-dipendenti all'interno della propria forza lavoro | headcount | 82 | 4
N. Totale di lavoratori non-dipendenti all'interno della propria forza lavoro - lavoratori autonomi | headcount | 0 | 0
N. Totale di lavoratori non-dipendenti all'interno della propria forza lavoro - lavoratori messi a disposizione da imprese che esercitano principalmente attività di ricerca, selezione e fornitura di personale | headcount | 82 | 4

175
Con riferimento alla Grecia, la Società ha sottoscritto accordi aziendali di secondo livello sia relativi ad aspetti legati alla sicurezza dei lavoratori che a bonus e premialità.

| Unità di misura | Paese | 2024 | 2025
N. Dipendenti coperti da contratti di lavoro collettivi | headcount | Italia + Grecia | 3700 (Italia) 639 (Grecia) a cui si applica il contratto collettivo nazionale, di cui solo 560 con copertura anche del contratto collettivo aziendale (lavoratori a tempo indeterminato). | 5630 (Italia) 713 (Grecia a cui si applica il contratto collettivo nazionale, di cui 643 con copertura anche del contratto collettivo aziendale (lavoratori a tempo indeterminato).
N. Totale di dipendenti | headcount | Italia + Grecia | 3700 (Italia) 639 (Grecia) | 5630 (Italia) 713 (Grecia)
% dei dipendenti coperti da contratti di lavoro collettivi | % | Italia | 100% | 100%
% | Grecia | 100% (l'87,64% dei dipendenti sono coperti anche da contratto collettivo aziendale) | 100% (il 90,2% dei dipendenti sono coperti anche da contratto collettivo aziendale)

Workplace representation | 2024 - Paese | 2025 - Paese
0-19% |  |
20-39% |  |
40-59% |  |
60-79% |  |
80-100% | ITALIA e GRECIA | ITALIA e GRECIA

Al 31 dicembre 2025, il 100% dei dipendenti è coperto da contratti collettivi 117 .
Nel dettaglio, il 100% dei dipendenti in Italia è coperto sia da contrattazione collettiva nazionale che aziendale.
Con riferimento ai dipendenti delle società greche, il 100% degli stessi è coperto dalla contrattazione collettiva nazionale, mentre solo i dipendenti assunti a tempo indeterminato sono coperti anche da un ulteriore contratto collettivo a livello aziendale contenente condizioni di miglior favore. La percentuale di lavoratori a cui si applica tale contrattazione aziendale in Grecia è pari al 90,2% (ovvero 639 dipendenti su 713 complessivi).
117 Le percentuali sono state calcolate utilizzando la seguente formula: (N. Dipendenti coperti da contratti collettivi / N. Totale di dipendenti del Gruppo) x 100.

Tasso di lavoratori non-dipendenti coperti da contratti di lavoro collettivi | 2024 - Paese | 2025 - Paese
0-19% |  |
20-39% |  |
40-59% |  |
60-79% |  |
80-100% | ITALIA + GRECIA (coperti da contratto collettivo nazionale) | ITALIA + GRECIA (coperti da contratto collettivo nazionale)

176
Riguardo ai lavoratori non dipendenti del Gruppo, i loro termini di assunzione e impiego sono definiti in accordo con le agenzie di somministrazione (che applicano contratti collettivi nazionali). Non rientrano nel calcolo della percentuale sopra indicata coloro che hanno stipulato con le società del gruppo contratti individuali di collaborazione, che per definizione non fanno riferimento ad alcun CCNL.
Riguardo la percentuale dei dipendenti del Gruppo in Italia cui è garantita una rappresentanza sindacale, il totale dei dipendenti viene rappresentato dalle Rappresentanze Sindacali Unitarie ed è pari al 100%.
In particolare, il Protocollo di Relazioni Industriali definisce il concetto di unità produttiva non coincidente con il singolo stabilimento (fatta eccezione per le sedi direzionali), ma almeno con il territorio del Polo. Pertanto, è possibile affermare che il 100% dei lavoratori presta la propria attività presso un'unità produttiva in cui è presente la rappresentanza sindacale. Con riferimento alla Grecia, la percentuale dei dipendenti del Gruppo cui è garantita una rappresentanza sindacale è il 100% dei lavoratori poiché la rappresentanza sindacale è costituita a livello societario, dunque l'unità produttiva corrisponde con la società.
Non sono previsti accordi tra i lavoratori del Gruppo e organizzazioni sindacali a livello europeo (European Works Council, Societas Europaea Works Council, o Societas Cooperativa Europaea Works Council).
Metriche della diversità (S1-9)
Il Gruppo dedica sempre maggiore impegno alla creazione di un sistema di gestione che bilanci i generi e favorisca l’inclusione e la valorizzazione delle diversità.
Nel 2025: nel perimetro Italia-Grecia, le donne responsabili sono il 27% e le donne appartenenti al Top Management – qui inteso come i riporti di livello -1 e -2 rispetto all’Amministratore Delegato – rappresentano il 34,3. È di seguito riportata la distribuzione per genere del Top Management 118 e la distribuzione per fascia d'età dei dipendenti del Gruppo.

| Unità di misura | Genere | 2024 | 2025
Dipendenti appartenenti al Top Management di Gruppo (n.) | headcount | Uomini | 76 | 88
headcount | Donne | 40 | 46
headcount | Altro | - | 0
headcount | Non indicato | - | 0
Dipendenti appartenenti al Top Management di Gruppo (%) | % | Uomini | 65,5% | 65,7%
% | Donne | 34,5% | 34,3%
% | Altro | - | 0
% | Non indicato | - | 0
Totale dipendenti appartenenti al Top Management | headcount |  | 116 | 134

| Unità di misura | Fascia d’età | 2024 | 2025
Dipendenti Gruppo (n.) | headcount | < 30 anni | 499 | 528
headcount | 30-50 anni | 1749 | 2707
headcount | > 50 anni | 2091 | 3108

Salari adeguati (S1-10)
118 La definizione di Top Management comprende i riporti di livello -1 e -2 rispetto all’Amministratore delegato del Gruppo.
177
Il Gruppo garantisce il riconoscimento a tutti i dipendenti di retribuzioni adeguate tramite l’applicazione dei trattamenti economici e normativi previsti dalla contrattazione collettiva.
Italgas si impegna ad assicurare una politica retributiva allineata alle best practice nazionali ed internazionali, che supporti e favorisca lo sviluppo del business e delle proprie persone, sia coerente con quanto previsto nel Piano Strategico e nel Piano di Creazione di Valore Sostenibile e risponda ai valori e alla cultura del Gruppo. In particolare, le valutazioni delle politiche retributive sono effettuate in considerazione dei seguenti elementi:
• i riferimenti di mercato, con il supporto di advisor indipendenti e altamente specializzati, utilizzando specifici benchmark retributivi aggiornati almeno annualmente, al fine di garantire che tutti i dipendenti del Gruppo possano godere di un trattamento retributivo equo e adeguato alle principali prassi di mercato e di governance;
• il modello di leadership e di performance, che valorizza i risultati conseguiti e la qualità dell'apporto professionale in funzione delle responsabilità attribuite e l'impegno richiesto;
• le potenzialità di sviluppo delle persone e le capacità professionali e manageriali.
La politica retributiva della generalità dei dipendenti è fortemente orientata alla meritocrazia e definita nel rispetto dei principi di inclusione e pluralità, pari opportunità, valorizzazione delle conoscenze e della professionalità delle persone, equità, non discriminazione e integrità previsti dal Codice Etico.
Al fine di garantire l'equità retributiva anche in termini di gender balance, Italgas ha affinato la definizione di gender pay gap ed ha sviluppato, con il supporto del Comitato Nomine e Remunerazione, uno specifico indicatore volto ad abbattere il divario retributivo di genere (c.d. "Gender Equity Pay Gap"), basato sul principio di "equal pay for equal work", non solo per promuovere l'equità e la giustizia all'interno del posto di lavoro, ma anche per contribuire ad una migliore motivazione e soddisfazione dei dipendenti al fine di ridurre il turnover ed allo stesso tempo attrarre talenti migliorando le performance aziendali.
Protezione sociale (S1-11)
Riguardo alla copertura da protezione sociale per malattia, disoccupazione, congedo parentale, incidenti sul posto di lavoro e disabilità e pensionamento, tutti i dipendenti del Gruppo sono coperti dalla legislazione nazionale di riferimento.
Tutti i lavoratori del Gruppo vedono garantiti tutti i diritti sociali grazie ad istituti legati all'ordinamento statale (accesso alle cure, tutela della maternità, pensione, etc.).
Persone con disabilità (S1-12)
178
Nel 2025, si è registrato il 4,9% di persone appartenenti alle categorie protette sulla popolazione aziendale del Gruppo 119 (rispetto al 4% del 2024), di cui il 73% sono uomini e il 27% sono donne (nel 2024 il74,1% uomini e 25,9% donne).
Metriche di formazione e sviluppo delle competenze (S1-13)
Italgas è consapevole che le principali sfide della trasformazione digitale del settore della distribuzione del gas passano dalle persone, per questo motivo, il Gruppo ha previsto nel Piano di Creazione di Valore Sostenibile 2025-2031 di continuare a investire nelle attività di formazione (upskilling e reskilling), rafforzando percorsi formativi capaci di anticipare le competenze del futuro e sostenere l’evoluzione tecnologica del business.

| 2024 - Dipendenti che hanno partecipato a valutazioni di performance
| Headcount | %
| M | F | Altro | Non indicato | M | F | Altro | Non indicato
Executives | 44 | 14 | 0 | 0 | 70% | 70% | 0 | 0
Managers | 283 | 117 | 0 | 0 | 91% | 89% | 0 | 0
Office Workers | 1534 | 630 | 0 | 0 | 88% | 86% | 0 | 0
Field Workers | 1078 | 5 | 0 | 0 | 81% | 100% | 0 | 0
Totale | 2939 | 766 | 0 | 0 | 85% | 86% | 0 | 0
Non-dipendenti | 0 | 0 | 0 | 0 | 0% | 0% | 0 | 0
| 2025 - Dipendenti che hanno partecipato a valutazioni di performance
| Headcount | % |  |  |  |  |  |
| M | F | Altro | Non indicato | M | F | Altro | Non indicato
Executives | 42 | 15 | 0 | 0 | 53% | 68% | 0 | 0
Managers | 281 | 115 | 0 | 0 | 71% | 78% | 0 | 0
Office Workers | 1579 | 663 | 0 | 0 | 59% | 61% | 0 | 0
Field Workers | 1214 | 5 | 0 | 0 | 62% | 83% | 0 | 0
Totale | 3116 | 798 | 0 | 0 | 61% | 63% | 0 | 0
Non-dipendenti | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0
| 2024

119 Per l’Italia i dipendenti appartenenti alle categorie protette sono quelli indicati nella legge 68/99; in Grecia la normativa definisce tali persone in modo differente; pertanto, sono state considerate solo le categorie di persone “Orfani della seconda guerra mondiale” e “Dipendenti con disabilità superiore al 50%”.
179

| Ore totali di formazione erogata | Ore medie di formazione erogata
| M | F | Altro | Non indicato | M | F | Altro | Non indicato
Executive | 2.507 | 1.162 | 0 | 0 | 42 | 65 | 0 | 0
Managers | 13.820 | 6.450 | 0 | 0 | 45 | 50 | 0 | 0
Office Workers | 73.841 | 28.925 | 0 | 0 | 43 | 40 | 0 | 0
Field Workers | 68.165 | 214 | 0 | 0 | 51 | 43 | 0 | 0
Totale | 158.333 | 36.751 | 0 | 0 | 46 | 42 | 0 | 0
Non-dipendenti | 902 | 541 | 0 | 0 | 22 | 17 | 0 | 0
| 2025
| Ore totali di formazione erogata | Ore medie di formazione erogata
| M | F | Altro | Non indicato | M | F | Altro | Non indicato
Executive | 1.954 | 716 | 0 | 0 | 24 | 33 | 0 | 0
Managers | 16.659 | 6.781 | 0 | 0 | 42 | 46 | 0 | 0
Office Workers | 131.227 | 42.975 | 0 | 0 | 49 | 40 | 0 | 0
Field Workers | 117.176 | 292 | 0 | 0 | 60 | 49 | 0 | 0
Totale | 267.015 | 50.765 | 0 | 0 | 53 | 40 | 0 | 0
Non-dipendenti | 45 | 22 | 0 | 0 | 22 | 11 | 0 | 0

Nel 2025, i dipendenti che hanno partecipato al processo di valutazione della performance 120 sono stati 3814. Si registra un aumento in termini di headcount rispetto al 2024, dovuto all’inclusione dei Field Workers delle società greche nel perimetro del processo. La riduzione della percentuale di copertura, invece, è riconducibile al fatto che i colleghi provenienti da 2i Rete Gas saranno coinvolti nella campagna di valutazione a partire dal 2026.
Sono state erogate più di 300.000 ore di formazione in Italia e Grecia, con una media di 50 ore per dipendente.
Ore di formazione relative alla digitalizzazione

Formazione | Unità | 2024 | 2025
Formazione su temi relativi alla digitalizzazione 121 | ore | 29.313 | 27.837

Metriche di salute e sicurezza (S1-14)
120 La percentuale di dipendenti che hanno partecipato al processo di valutazione delle performance è stata calcolata sul totale dei dipendenti suddivisi per genere e per categoria professionale.
121 La partecipazione è tracciata con sistemi di rilevazione presenze o attestati per la formazione esterna. La formazione sulla digitalizzazione include contenuti informativi digitali, corsi su IA, prodotti della Digital Factory e tecnologie a supporto della trasformazione dei processi.
180
Il sistema di gestione è strutturato e implementato in conformità ai requisiti degli standard internazionali di riferimento. Gli strumenti normativi predisposti contribuiscono alla compliance normativa e ad assicurare la salute e la sicurezza delle persone del Gruppo (dipendenti, clienti finali, appaltatori, ecc.) e la prevenzione degli infortuni 122 . Tutte le società del Gruppo dispongono di un sistema 45001 per la gestione della salute e sicurezza sul lavoro. Il 100% dei dipendenti del Gruppo Italgas, indipendentemente dalla tipologia di contratto, è coperto da sistemi di gestione di salute e sicurezza sul lavoro.

| 2024 | 2025
Indicatore | Dipendenti | Lavoratori non-dipendenti | Dipendenti | Lavoratori non-dipendenti
Numero di infortuni sul lavoro | 11 | 0 | 17 | 0
Tasso di infortuni sul lavoro 123 | 1,56 | 0 | 1,79 | 0
Numero di casi di malattie professionali | 2 | n.d. | 6 | 0
Numero di giorni persi a causa di lesioni e decessi sul lavoro dovuti a infortuni sul lavoro, malattie connesse al lavoro e decessi a seguito di malattie | 269 | 0 | 357 | 0
di cui a causa di infortuni | 269 | 0 | 357 | 0
di cui a causa di malattie professionali | n.d. | n.d. | n.d. | n.d.

| 2024 | 2025
Indicatore | Dipendenti | Lavoratori non-dipendenti | Lavoratori della value chain (all'interno dei siti del Gruppo Italgas) | Dipendenti | Lavoratori non-dipendenti | Lavoratori della value chain (all'interno dei siti del Gruppo Italgas)
Numero totale di decessi a seguito di infortuni sul posto di lavoro e malattie professionali | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0
di cui a seguito di infortuni | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0
di cui a seguito di malattie professionali | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0
| 2024 | 2025
Indicatore | Tipologia di dipendente | headcount | % | Tipologia di dipendente | headcount | %
Lavoratori coperti da un sistema di gestione di Salute e Sicurezza previsto dalla legge o secondo standard riconosciuti e che è stato verificato internamente o certificato esternamente. | Dipendente | 3.750 | 86% | Dipendente |  | 100
Non-dipendente | n.d. | n.d. | Non-dipendente | n.d. | n.d.

Lost-Time Injury Frequency Rate (LTIFR)
122 Viene considerato infortunio un evento che prevede un’assenza dal lavoro superiore ai 3 giorni, come da procedura aziendale.
123 Indice di Frequenza infortuni per i dipendenti gruppo .
181
I dati presentati nella tabella di seguito includono l’indice di frequenza relativo agli infortuni con assenza da lavoro 124 , con la suddivisione tra dipendenti e contrattisti.
Metriche dell'equilibrio tra vita professionale e vita privata (S1-15)
Il Gruppo Italgas prevede iniziative a sostegno delle esigenze familiari e della genitorialità.
Di seguito si riportano i dati relativi ai congedi per motivi familiari previsti per i dipendenti del Gruppo.

Congedi familiari 127 | Genere | Unità di misura | 2024 | 2025
Dipendenti aventi accesso ai congedi familiari | Tutti | % | 100 | 100
Dipendenti che hanno usufruito dei congedi familiari | M | % | 8,9 | 13,2
F | % | 2,8 | 4,71
Altro | % | 0 | 0
Non indicato | % | 0 | 0
Total | % | 11,7 | 17,91

Metriche di remunerazione (divario retributivo e remunerazione totale) S1-16
Proseguendo il percorso avviato nell'ambito della diversità ed inclusione, il Gruppo si impegna ad abbattere il divario retributivo di genere monitorando annualmente il “gender pay gap”.
Si riportano di seguito i valori del gender pay gap calcolato come media semplice delle retribuzioni annue lorde 128 su base oraria per categoria di dipendente e per area geografica. In particolare, data la presenza di attività del Gruppo sia in Italia che in Grecia, con riferimento ai dati del perimetro greco è stato applicato un
124 Un infortunio con assenza dal lavoro (Lost-Time Injury) è considerato qualsiasi infortunio legato al lavoro che comporti l’impossibilità per un dipendente dell’azienda o per un lavoratore di terzi appaltatori di rientrare al lavoro nel giorno/turno di lavoro successivo programmato.
125 Il Lost Time Injury Frequency Rate è calcolato con la seguente formula: (numero di infortuni con assenza dal lavoro) / (totale ore lavorate nel periodo di riferimento) x 1.000.000
126 Per il 2025 è escluso il contributo degli appaltatori di 2i Rete Gas (con riferimento ai mesi Aprile-Giugno 2025).
127 I congedi familiari sono intesi per l’Italia come maternità obbligatoria, paternità obbligatoria, congedo parentale, congedi per l’assistenza a familiari con disabilità (L.104). Per la Grecia si considerano solo maternità obbligatoria, paternità obbligatoria, congedo parentale, non essendo previsti congedi per familiari con disabilità.
128 Il calcolo del gender pay gap esclude la remunerazione del Direttore Generale, nonché Amministratore Delegato, poiché il suo compenso include la quota spettante da entrambe le cariche rivestite. Per retribuzione annua lorda (RAL) si intende la retribuzione fissa che il dipendente percepisce nell’arco dell’anno.

LTIFR 125 | 2024 | 2025
Dipendenti | 1,56 | 1,79
Copertura dei dati (come % di dipendenti, operation o ricavi) | 100% | 100%
Appaltatori | 1,00 | 1,49 126
Copertura dei dati (come % di dipendenti, operation o ricavi) | 100% | 100%

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fattore correttivo utilizzando i valori del Price Level Index (PLI) forniti dal World Bank, al fine di tenere conto del diverso potere d'acquisto tra i due paesi.

Gender pay gap | Unità di misura | 2024 | 2025
Categoria di dipendente (Italia + Grecia)
Dirigenti | % | 5,7 | -0,7
Quadri | % | 4,6 | 3,2
Impiegati | % | 2,3 | 1,5
Operai | % | 16,3 | 15,4
Paese |
Italia | % | -10,6 | -8,8
Grecia | % | -7,9 | -3,8

Il Gender pay gap complessivo, considerando la remunerazione totale annua 129 corrisposta ai dipendenti, risulta essere, per il Gruppo, -1,4% (-0,7% nel 2024); nel caso in cui non si utilizzasse invece il fattore correttivo PLI, il valore risulta essere -2,4% (0,5% nel 2024). Infine, si riporta anche il rapporto tra la remunerazione totale annua dell'Amministratore Delegato e la remunerazione totale annua mediana dei dipendenti del Gruppo Italgas (c.d. "pay ratio") pari a 1:32 (1:39 nel 2024).
Incidenti, denunce e impatti gravi in materia di diritti umani (S1-17)
Come indicato all'interno della Politica sui Diritti Umani, oltre che dal Codice Etico di Gruppo e dal Codice Etico Fornitori, i diritti umani sono intesi come inalienabili e imprescindibili prerogative degli esseri umani e fondamento per la costruzione di società fondate sui principi di uguaglianza, solidarietà, ripudio della guerra e per la tutela dei diritti civili e politici, dei diritti sociali, economici e culturali nonché dei diritti cosiddetti di terza generazione (diritto all’autodeterminazione, alla pace, allo sviluppo e alla salvaguardia dell’ambiente).
Italgas si impegna a individuare tempestivamente eventuali incidenti o episodi di violazione dei diritti umani nei confronti dei propri dipendenti. Tali episodi includono casi di discriminazione basata sul genere, sulla provenienza etnica, sulla nazionalità, religione o qualunque altra credenza, disabilità, età, orientamento sessuale o altre forme significative di discriminazione. Nel 2025 non si sono registrati episodi di discriminazione, di violazione di diritti umani, né alcun tipo di molestie all'interno del Gruppo.
Nel corso dell'anno non sono state ricevute multe né sanzioni in merito a incidenti di discriminazione o reclami ricevuti tramite gli appositi canali sopra indicati.
129 La remunerazione totale annua è costituita dalla RAL sommata all’importo annuo della retribuzione variabile e include anche tutti gli elementi retributivi che il lavoratore percepisce con continuità nel tempo. Ai fini dell’analisi della remunerazione totale annua (pay ratio e gender pay gap) sono stati considerati solamente i lavoratori che hanno prestato servizio per l’intero anno. Per la Grecia sono considerate nel calcolo della retribuzione totale annua tutte le componenti variabili, inclusa la componente contributiva.
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Tramite il canale del whistleblowing (illustrato nel dettaglio nel DR G1-1), nel 2025 sono pervenute 19 segnalazioni relative al sistema di controllo interno (anomalie di processo legate all’applicazione di procedure o istruzioni del Gruppo) e ad altre tematiche (Modello 231 - Codice Etico). Entro il 31 dicembre 2025, 13 sono state archiviate, mentre 6 sono ancora in fase di gestione. Tutte le segnalazioni sono relative a Italgas Reti. In dettaglio 2 segnalazioni delle 13 archiviate hanno riguardato violazioni del contratto di lavoro con azioni disciplinari intraprese per sospensione dalla retribuzione e dal lavoro o rimprovero verbale, le altre 11 sono risultate infondate, mentre le 6 restanti sono ancora in fase di valutazione, e non emergono profili di rischio riconducibili a reati legati alla corruzione, discriminazione, molestie, violazioni della privacy, conflitti di interesse, riciclaggio di denaro o insider trading.
S2 - Lavoratori della catena del valore
Interessi e opinioni dei portatori d'interessi (ESRS 2 SBM-2)
Italgas è consapevole del ruolo centrale che svolge nella catena di fornitura come attore chiave nella diffusione di pratiche sostenibili e responsabili. Il Gruppo si impegna a guidare il cambiamento, incentivando comportamenti virtuosi e sostenendo la crescita di una rete di fornitori sempre più attenta al rispetto dei diritti umani, alla tutela dell’ambiente e alla creazione di condizioni di lavoro inclusive e sicure. Grazie alle numerose attività di coinvolgimento e ascolto, Italgas integra nella propria strategia e modello di business gli interessi ai diritti e alle opinioni dei lavoratori lungo l'intera catena del valore, allo stesso tempo, richiede ai fornitori il rispetto di elevati standard etici, con particolare riguardo ai diritti umani, e ne monitora la conformità attraverso audit regolari.
Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale (ESRS 2 SBM-3)
Italgas riconosce che gli impatti effettivi e potenziali sui lavoratori della catena del valore, di seguito riportati, sono strettamente connessi alla propria strategia e modello di business:
• Mancato rispetto dei diritti umani dei lavoratori della catena di fornitura – le attività a monte della catena del valore, specialmente in settori ad alto rischio come l'industria siderurgica e l'assemblaggio di semilavorati fino all’estrazione della materia prima, ad esempio per la produzione di tubazioni in acciaio, presso fornitori operanti in Paesi extra-europei con regolamentazioni sul lavoro meno rigorose, sono esposte a potenziali violazioni dei diritti umani. Sebbene nessun fornitore sia stato identificato come a rischio significativo di episodi di lavoro minorile e/o di lavoro forzato, Italgas ripone grande attenzione nella verifica delle condizioni lavorative dei propri fornitori e del rispetto dei diritti umani.
Tipologia di lavoratori: lavoratori di imprese fornitrici e sub-fornitrici in paesi extra-EU.
• Mancato rispetto delle diversità e delle pari opportunità per i lavoratori della catena di fornitura – le fasi upstream potrebbero potenzialmente comportare discriminazioni legate a genere, età, etnia o religione, in particolare nei settori produttivi che richiedono competenze e mansioni che possono
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generare barriere all'ingresso per profili di genere femminile. Tipologia di lavoratori: lavoratrici donne o lavoratori appartenenti a minoranze o categorie fragili.
• Mancata tutela della salute e sicurezza dei lavoratori della catena di fornitura – le attività nelle fasi upstream, come le attività operative di realizzazione e manutenzione dell'infrastruttura condotte sui cantieri da parte degli appaltatori e sub-appaltatori, la produzione dei componenti e lavorazione dei materiali (quali ad es. e acciaio), l’estrazione dei materiali stessi, espongono i lavoratori a potenziali rischi per la salute e sicurezza. Tali impatti potenziali negativi possono derivare principalmente da incidenti sul luogo di lavoro dovuti, ad esempio, all’utilizzo di macchinari pericolosi e/o all’esposizione a sostanze nocive che si potrebbero verificare a causa di una gestione non adeguata delle regole di salute e sicurezza o in mancanza di formazione specifica e misure preventive adeguate.
Tipologia di lavoratori: lavoratori coinvolti in attività operative nei siti produttivi o nei cantieri.
Tali impatti negativi potenziali sono riconducibili a eventi isolati e non sistemici, anche in considerazione del fatto che la maggior parte dei fornitori Italgas ha sede in Italia o in Grecia dove sono in vigore normative nazionali a tutela dei diritti dei lavoratori.
Per prevenire e mitigare questi impatti, il Gruppo ha implementato politiche e procedure aziendali che includono la revisione regolare dei contratti con i fornitori oltre ad audit e valutazioni delle condizioni di lavoro promuovendo la responsabilità sociale delle imprese appaltatrici lungo tutta la catena del valore.
Non sono presenti rischi ed opportunità in relazione ai lavoratori della catena di fornitura.
Politiche connesse ai lavoratori nella catena del valore (S2-1, MDR P)
Il Gruppo ha adottato le seguenti politiche per la gestione degli IRO materiali relativi ai lavoratori lungo la catena del valore: la Politica sui diritti umani e il Codice Etico dei Fornitori.
Obiettivo di tali politiche è la prevenzione di potenziali pratiche dannose connesse al mancato rispetto dei diritti umani come il lavoro forzato e minorile, la promozione delle pari opportunità e di un ambiente di lavoro inclusivo e la tutela della salute e della sicurezza.
Il Gruppo si impegna a condividere questi documenti con i propri fornitori, richiedendo loro di rispettarne e promuoverne i principi lungo la propria catena di fornitura, coinvolgendo subappaltatori e altri partner.
Al fine di garantire l’adozione di tali principi, Italgas monitora regolarmente la conformità tramite audit e valutazioni continue.
Inoltre, promuove il coinvolgimento dei fornitori attraverso programmi di formazione, ingaggio e percorsi di accompagnamento su tematiche ESG per lo sviluppo di una filiera sostenibile.
La Politica sui diritti umani promuove presso i business partner del Gruppo il rispetto e la protezione dei diritti fondamentali, inclusi diritti civili, politici, sociali, economici e ambientali. Tali ambiti includono la tutela della dignità e della non discriminazione, la promozione di condizioni di lavoro sicure e della libertà sindacale, il contrasto allo sfruttamento e al lavoro minorile, il monitoraggio della filiera, la salute e sicurezza, il contributo alle comunità locali e la protezione dei dati personali.
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Il Codice Etico dei Fornitori definisce i principi fondamentali che devono guidare le relazioni tra il Gruppo e i propri fornitori e prevede una politica di tolleranza zero verso ogni violazione dei diritti umani, ribadendo che nessun interesse aziendale può giustificare comportamenti contrari agli standard etici. Italgas si riserva il diritto di non instaurare o interrompere in ogni momento rapporti con soggetti che non rispettino le disposizioni del Codice Etico del Gruppo o del Codice Etico dei Fornitori.
Il Codice Etico dei Fornitori disciplina il rispetto delle normative, la concorrenza leale, la prevenzione della corruzione, la gestione dei conflitti di interesse, la riservatezza delle informazioni, i diritti umani e pari opportunità e l’impegno per salute, sicurezza e tutela ambientale.
Il Gruppo conduce un’attività di due diligence in materia di diritti umani che coinvolge sia tutte le operazioni e le Società del Gruppo, sia i fornitori, sottoponendola a una revisione annuale.
Le azioni delineate e intraprese dal Gruppo Italgas attraverso la Politica sui Diritti Umani e il Codice Etico dei Fornitori, sono sviluppate in linea ai principi del Global Compact delle Nazioni Unite, nell’ambito del quadro di riferimento della Dichiarazione Universale dei Diritti Umani delle Nazioni Unite, delle Convenzioni fondamentali dell’International Labour Organization e delle Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali.
Il Gruppo è inoltre impegnato nella protezione dei diritti dei minori e dei bambini secondo i Children Rights and Business Principles.
Per il 2025 non sono emersi casi di violazione dei principi normativi sopra citati che abbiano coinvolto i lavoratori della catena di fornitura.
Processi di coinvolgimento dei lavoratori nella catena del valore in merito agli Impatti (S2-2)
Al fine di gestire gli impatti reali e potenziali sui lavoratori della catena di fornitura, Italgas adotta un approccio di coinvolgimento diretto e continuo basato su numerose iniziative, tra le quali spiccano corsi e-learning e formazione in presenza, workshop collaborativi e attività partecipative e di coinvolgimento delle PMI.
L’IG Academy for Suppliers, ideata nel 2024 è un percorso formativo che parte dalle esigenze formative dei fornitori (emerse tramite consultazione diretta) e che mira a promuovere le competenze su temi fondamentali quali efficienza energetica, cambiamento climatico, diritti umani, sicurezza, digitalizzazione e innovazione.
Per promuovere la cultura della sicurezza tra i lavoratori della catena del valore e consolidare la partnership con i fornitori, nel corso del 2025 sono stati organizzati diversi incontri con oltre 160 fornitori, focalizzati sul Regolamento Fornitori, la gestione dei rifiuti e sull'analisi di attività ad alto rischio per la sicurezza emerse in fase di ispezione e delle relative misure di prevenzione, monitoraggio e rimedio.
Dal 2025 il Gruppo ha avviato un percorso di sviluppo e di crescita con i propri fornitori, “capacity building”, un’iniziativa pensata per supportare e guidare i fornitori strategici in un percorso di sviluppo sostenibile e di condivisione delle migliori pratiche lungo l’intera Supply Chain. L’iniziativa ha un duplice obiettivo: garantire il raggiungimento degli obiettivi ESG di Italgas e promuovere un ecosistema aziendale più responsabile e competitivo. Inoltre, promuove la partecipazione dei fornitori a percorsi formativi organizzati da associazioni a cui il Gruppo aderisce, come Valore D, PA.RI., Global Compact Italia e Sustainability Makers.
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La responsabilità operativa di garantire che l'engagement con i lavoratori della catena del valore avvenga in modo efficace è affidata alla Direzione Procurement, la quale coordina e si raccorda con le diverse funzioni aziendali per la corretta esecuzione delle iniziative.
Per valutare le performance dei fornitori lungo tutte le fasi di approvvigionamento, Italgas utilizza un sistema di monitoraggio basato sul Vendor Rating 360° che include indici e criteri come il Rating Operativo, la verifica reputazionale, lo score ESG, l’indice di solidità finanziaria e lo score HSE. Questo approccio consente di misurare l’efficacia delle attività di audit, formazione e workshop rispetto alle performance dei fornitori lungo tutte le fasi di approvvigionamento.
Italgas adotta una serie di misure per comprendere le prospettive dei lavoratori particolarmente vulnerabili o marginalizzati della catena del valore. Durante la fase di qualifica e di partecipazione alle gare, i fornitori sono tenuti a fornire le certificazioni ISO che attestano la creazione, l’applicazione e il mantenimento di un sistema di gestione e di organizzazione del lavoro conforme a specifiche norme di riferimento, riconosciute a livello internazionale assicurando così un’organizzazione del lavoro rispettosa dei diritti fondamentali dei lavoratori. Oltre alle certificazioni obbligatorie sulle classi merceologiche ad elevata complessità (ISO 9001 sui sistemi di gestione di qualità, ISO 14001 o EMAS sui sistemi di gestione ambientale, ISO 45001 sui sistemi di gestione salute e sicurezza), il Gruppo considera criteri premianti nella partecipazione alle gare, altre certificazioni relative all’impatto ambientale, sociale e di governance sull’intera catena di fornitura come la SA8000 sulla responsabilità sociale, la UNI PDR 125 sulla parità di genere, la ISO 37001 per il possesso di un Sistema di gestione dell’Anticorruzione e le certificazioni di prodotto (EPD, ISO 14067, ISO 14064). In fase di gara, i fornitori devono divulgare informazioni sulla composizione di genere della popolazione aziendale e dimostrare la regolarità retributiva e contributiva. Infine, mediante gli audit on-site, Italgas monitora le condizioni dei lavoratori con particolare attenzione al rispetto dei diritti umani e delle procedure in materia di salute e sicurezza dei lavoratori più vulnerabili.
Processi per porre rimedio agli impatti negativi e canali che consentono ai lavoratori nella catena del valore di esprimere preoccupazioni (S2-3)
Il Gruppo adotta un approccio responsabile nella gestione dei rimedi di eventuali impatti negativi materiali sui lavoratori della catena del valore causati o influenzati dalle proprie attività. Il processo di rimedio include la valutazione dell'impatto, anche in ottemperanza alla normativa vigente in materia di responsabilità solidale negli appalti, e l’eventuale coinvolgimento delle organizzazioni sindacali in attuazione del Protocollo di Relazioni Industriali, al fine di garantire che le misure adottate rispondano efficacemente alle esigenze dei lavoratori della catena del valore potenzialmente interessati. L’efficacia dei rimedi viene valutata attraverso verifiche interne con i gestori dei contratti di appalto e il monitoraggio costante degli eventuali effetti. Questo processo include, quando necessario, il confronto con le Organizzazioni Sindacali, al fine di garantire che le soluzioni adottate abbiano risolto concretamente le problematiche individuate. In questo modo, il Gruppo assicura che i rimedi forniti siano adeguati e coerenti con i propri standard di responsabilità sociale lungo la catena del valore.
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Il Gruppo Italgas ha implementato una Procedura Segnalazioni che consente ai lavoratori della catena del valore di segnalare direttamente eventuali preoccupazioni o irregolarità. Tale procedura è descritta approfonditamente nel DR G1-1.
Il Gruppo Italgas supporta e richiede informazione circa la disponibilità di canali di segnalazione anche nei luoghi di lavoro della catena del valore. Attualmente, non è stato implementato un processo strutturato per valutare la consapevolezza e il livello di fiducia dei lavoratori della catena del valore nei confronti di questi canali.
Interventi su impatti rilevanti per i lavoratori nella catena del valore e approcci per la gestione dei rischi rilevanti e il conseguimento di opportunità rilevanti per i lavoratori nella catena del valore, nonché efficacia di tali azioni (S2-4)
Italgas promuove una catena del valore sostenibile attraverso un sistema di qualificazione dei fornitori basato su un questionario di sostenibilità. Questo strumento fornisce una panoramica delle certificazioni, dei sistemi di gestione, delle informazioni aziendali e delle condizioni di lavoro. Le verifiche vengono svolte dalla funzione Sostenibilità della Supply Chain con il supporto anche di società terze secondo la norma ISO/IEC 17021- 1:2015, e includono audit ESG per analizzare diritti umani, condizioni di lavoro, consumi e impatti ambientali. Al termine degli audit, eventuali criticità vengono classificate in tre livelli (Lieve, Grave, Critico), con un piano d’azione condiviso e monitorato con il fornitore per valutarne l’efficacia.
Nel 2025 sono stati effettuati in totale 70 Audit ESG, 69 audit on site e 1 on desk. (55% in più rispetto all’anno precedente).
Italgas adotta iniziative per migliorare la sicurezza e ridurre gli infortuni, coinvolgendo dipendenti e fornitori in incontri di sensibilizzazione e istituendo organi come il CCRLSA (Comitato di Coordinamento Rappresentanza Lavoratori Sicurezza Aziendale) e l’IPA Formazione (Istituzione Paritetica Aziendale) per promuovere una cultura condivisa della sicurezza.
La gestione delle performance dei fornitori è regolata dal “Regolamento fornitori” e monitorata attraverso audit tecnici e operativi, che garantiscono condizioni di lavoro adeguate e il rispetto degli standard.
Dal 2021, Italgas ha avviato programmi formativi per i fornitori di primo e secondo livello (Tier I e Tier II), offrendo corsi, workshop e webinar tramite l’Academy dedicata, che mira a migliorare le capacità dei fornitori e a promuovere lo sviluppo socioeconomico nei territori in cui opera. Durante la Supplier Conference biennale, Italgas condivide inoltre obiettivi e sfide comuni.
In caso di eventuali impatti negativi, come violazioni dei diritti dei lavoratori o incidenti sul lavoro, Italgas analizza le cause, supporta il fornitore nelle misure di prevenzione e monitora l’efficacia delle azioni correttive. La conformità dei fornitori è garantita tramite audit, verifiche reputazionali e, se necessario, provvedimenti quali sospensione o revoca del contratto. Prima di arrivare alla recessione del rapporto contrattuale, Italgas adotta un approccio cautelativo e graduale (warning e sospensione) per evitare di compromettere le condizioni dei lavoratori.
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Ad oggi, non sono emerse violazioni materiali dei diritti dei lavoratori. I dati raccolti, come la riduzione delle “non conformità”, l’identificazione di “near miss” e i miglioramenti rilevati dai lavoratori dei fornitori tramite sondaggi relativi ai temi ESG, confermano l’efficacia delle azioni intraprese nel promuovere una catena del valore responsabile e sostenibile.
Nel periodo di riferimento 2026-2031 si prevedono costi OpEx per la gestione degli audit ESG, formazioni, consulenze e convention, pari a circa 1 milione di euro, al fine del raggiungimento degli obiettivi 130 . Nel 2025, i costi operativi per la tematica sono stati pari a circa 155 mila euro di OpEx.
Tali OpEx sono indicati, nel presente documento, in corrispondenza della nota 28 “Totale costi e altri oneri operativi” del Bilancio consolidato.
Il Gruppo, relativamente ai lavoratori della catena del valore, non ha identificato rischi e opportunità rilevanti dal punto di vista della rilevanza finanziaria.
Non si sono registrati eventi significativi in merito alla violazione dei diritti umani da parte di fornitori o altri lavoratori della catena del valore negli ultimi 5 anni.
Obiettivi legati alla gestione degli impatti negativi rilevanti, al potenziamento degli impatti positivi e alla gestione dei rischi e delle opportunità rilevanti (S2-5, MDR-T, MDR-M)
Il Gruppo ha stabilito dei target a garanzia di una gestione responsabile e sostenibile lungo la catena del valore.

TARGET | Perimetro del target 131 | Anno base | Target | Anno del target | Anno di rendicontazione (2024) | Anno di rendicontazione (2025) | Tipologia di target
% | % |
Fornitori significativi 132 valutati sui temi ESG | Gruppo | - | 100% | 2026 | 80% 133 | 90% | relativo
Fornitori significativi sottoposti ad audit ESG sul campo (incluso il rispetto dei diritti umani) | Gruppo | 2024 | 100% | 2028 | 17% 134 | 32% | relativo

I target sono stati definiti nell’ambito del quadro di riferimento della Dichiarazione Universale dei Diritti Umani delle Nazioni Unite, delle Convenzioni fondamentali dell’International Labour Organization, delle Linee Guida OCSE per le Imprese Multinazionali e sulla base di benchmark con altri operatori di settore.
130 Valore espresso al netto del costo lavoro.
131 I target si riferiscono al perimetro delle società del Gruppo consolidate con il metodo integrale al 2025.
132 Per la definizione di fornitori significativi (Tier 1) si faccia riferimento alla sezione “Gestione dei rapporti con i fornitori (G1-2)“.
133 La percentuale è calcolata come il rapporto tra i fornitori significativi coinvolti in attività di formazione e/o che hanno compilato il questionario ESG sul totale dei fornitori significativi per l’Italia e la Grecia. Per il 2025 sono stati inclusi nel calcolo i fornitori del settore idrico.
134 La percentuale è calcolata come il rapporto tra il numero dei fornitori ad alto rischio per la sostenibilità su cui vengono effettuati audit sul totale dei fornitori ad alto rischio per la sostenibilità.
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In linea con il Piano di Creazione di Valore Sostenibile, gli obiettivi relativi alla catena del valore contribuiscono alla riduzione dei potenziali impatti negativi sulla catena di fornitura attraverso la diffusione delle best practice di sostenibilità. I target si riferiscono ai fornitori ad alto rischio per la sostenibilità definiti come quei fornitori di rilevanza strategica per il core business del Gruppo a rischio potenziale di mancato rispetto dei propri obblighi contrattuali in materia di sostenibilità, il cui fatturato rappresenta circa l'80% del fatturato totale.
Il coinvolgimento dei fornitori nella definizione dei target avviene in modo indiretto durante tutto l’anno, mediante workshop settoriali ed eventi come la Supplier Conference e le challenge aperte a start-up e PMI per contribuire al miglioramento delle performance (Ideas4Italgas).
Il raggiungimento dei target è presidiato mediante il monitoraggio costante delle performance dei fornitori, dalla valutazione in fase di qualifica (score ESG) fino alla verifica in campo (audit ESG). Le attività di formazione sono a supporto dei piani di miglioramento rispetto ai gap individuati sia in fase di valutazione che di audit.
S3 - Comunità interessate
Interessi e opinioni dei portatori d'interessi e Impatti, rischi e opportunità rilevanti e loro interazione con la strategia e il modello aziendale (ESRS 2 SBM-2 e SBM-3)
Il Gruppo Italgas considera il dialogo con i territori e con le comunità locali un elemento centrale del proprio modo di operare, valorizzandone bisogni, diritti e istanze come fattori chiave nella costruzione della strategia e nello sviluppo del modello di business.
L’impatto relativo all’asset integrity è strettamente connesso alla comunità locale, in quanto può riguardare potenziali fughe di gas con eventuali esplosioni o incendi, con serie conseguenze sulla comunità locale; non sono stati individuati rischi o opportunità relativamente a questa tematica. Le comunità potenzialmente impattate sono rappresentate da tutti i cittadini che abitano nei comuni italiani e greci la cui rete di distribuzione gas è gestita dal Gruppo; si tratta di impatti connessi a specifici incidenti potenziali e non a impatti sistemici. All'interno di queste comunità non sono stati identificati specifici individui o gruppi di individui con particolari caratteristiche tali da sottoporli ad una probabilità maggiore di subire un impatto, in quanto esso insiste potenzialmente sull'intera comunità locale, senza rilevanti distinzioni tra individui.
L’impatto relativo alla limitata capacità di modernizzazione, digitalizzazione e adeguamento delle infrastrutture alla ricezione dei gas verdi può determinare effetti negativi sulle comunità servite. In particolare, un potenziale rallentamento nell’ammodernamento della rete potrebbe compromettere la continuità e l ’ affidabilità del servizio, con potenziali effetti avversi sul benessere delle comunità locali e con ricadute negative sui tempi e sull ’ efficacia della transizione energetica. Non sono stati individuati rischi o opportunità relativamente a questa tematica. Nella valutazione della rilevanza finanziaria, è stata condotta un'analisi che ha identificato eventi, come ad esempio rischi di incidenti o malfunzionamenti che possono causare interruzioni temporanee del servizio, il cui impatto e probabilità non sono tali da renderli rilevanti. Per ulteriori approfondimenti, si faccia riferimento ai paragrafi SBM-2 e SBM-3 dell’ESRS 2.
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Politiche relative alle comunità interessate (S3-1, MDR-P)
Trattandosi di un tema centrale per il corretto esercizio delle proprie attività di distribuzione del gas, Italgas fa riferimento a un corpus normativo interno molto ampio. Le procedure riguardano le attività di manutenzione degli asset, la gestione di pronto intervento e ulteriori attività operative in campo, che consentono di monitorare costantemente la rete e di intervenire prontamente in caso di segnalazioni ed incidenti. Esse sono espressamente orientate al rispetto delle normative in vigore, le quali stabiliscono gli standard minimi di sicurezza ed efficienza operativa. Tuttavia, il Gruppo non si limita ad applicare le disposizioni normative: come indicato nel DR S3-5, Italgas ha infatti fissato target ambiziosi che rispondono alla volontà di garantire livelli superiori di efficienza, sicurezza e sostenibilità, distinguendosi per l’adozione di pratiche che non solo rispondono ai requisiti normativi, ma contribuiscono a mitigare ulteriormente sia l’impatto legato all’asset integrity sulle comunità locali sia quello connesso alla limitata capacità di modernizzazione e digitalizzazione delle infrastrutture.
L'implementazione delle procedure è responsabilità ultima delle prime linee manageriali che gestiscono attività tecniche ed operative e che riportano direttamente agli amministratori delegati delle società del Gruppo che si occupano di distribuzione del gas. Le procedure interne fanno riferimento anche alla normativa in materia che è diretta emanazione dell'Autorità pubblica tramite ARERA (in Italia) o RAE (in Grecia). Quest'ultima, in quanto ente pubblico, è considerata una proxy di rappresentanza dello stakeholder di riferimento (cioè la comunità locale).
Le procedure sono rese disponibili non solo a tutte le persone del Gruppo che si occupano specificamente di manutenzione, controllo e pronto intervento sulla rete, ma anche alla restante popolazione aziendale Italgas. I principi di riferimento del Gruppo Italgas per la tutela dei diritti relativi agli impatti di salute e sicurezza connessi ad eventi di asset integrity si ispirano ai principi stabiliti nelle linee guida OCSE destinate alle imprese multinazionali, nei Principi Guida delle Nazioni Unite su imprese e diritti umani e Convenzioni fondamentali dell’ILO. Inoltre, Italgas aderisce al programma Global Compact delle Nazioni Unite (UNGC). La politica sui diritti umani del Gruppo si applica anche ai diritti delle comunità locali presenti nei territori dove Italgas svolge le proprie attività. Per maggiori informazioni sulla politica sui diritti umani, si veda il DR S1-1. In caso di un evento di asset integrity, il Gruppo coinvolge subito la comunità locale attraverso contatti con l'Amministrazione Comunale di riferimento. Italgas dispone di strutture dedicate alla reperibilità e al pronto intervento, con personale appositamente formato per gestire le situazioni critiche. Inoltre, due sale di comando e controllo centralizzate (i Centri di Comando e Controllo degli Impianti e delle Reti, ubicati a Torino e Firenze) operativi 24 ore su 24, garantiscono un supporto costante per la gestione del sistema distributivo. Il Gruppo opera in aree in cui non sono presenti popolazioni indigene.
A rafforzamento dell ’ impegno nella riduzione dell ’ impatto ambientale delle proprie attività e, al contempo, nella promozione della transizione energetica nei territori in cui opera, nel 2024 il Gruppo ha adottato la Politica per il Cambiamento Climatico, fondata su due pilastri fondamentali: mitigazione e adattamento.
Nell’ambito della mitigazione del cambiamento climatico, il Gruppo opera per la riduzione delle emissioni attraverso la digitalizzazione e l’ammodernamento continuo della rete di distribuzione del gas, al fine di
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consentire il dispacciamento di gas rinnovabili – come idrogeno e biometano – e, allo stesso tempo, garantire l’ottimizzazione dell’efficienza operativa e della sicurezza della rete.
Processi di coinvolgimento delle comunità interessate in merito agli impatti (S3-2)
L'azienda adotta un dialogo strutturato e continuo con le comunità locali, gestito attraverso la funzione di Relazioni Istituzionali Locali (RIL), che interagisce direttamente e costantemente con le amministrazioni comunali per raccogliere e rispondere alle esigenze della collettività. Tra i temi trattati, uno spazio rilevante è dedicato all'asset integrity (es. l’estensione della rete di distribuzione del gas, la gestione di utenze sensibili, come le scuole…). In situazioni emergenziali, come la sospensione temporanea dei servizi o le rotture accidentali delle tubazioni, la funzione RIL coordina l’interlocuzione con le amministrazioni locali e le risposte relative alle le azioni introdotte per minimizzare l'impatto. La funzione RIL ha il compito di coinvolgere attivamente le amministrazioni comunali e, quando necessario, i gruppi di cittadini, in modo da garantire che le attività aziendali siano coerenti con le necessità delle comunità locali, in particolare per quanto riguarda aspetti quali sicurezza e prevenzione. Tale attività viene svolta anche in occasione della realizzazione di investimenti innovativi, come ad esempio nel caso della realizzazione dell’impianto Hyround in Sardegna, o nella presentazione di rilevanti novità sotto il profilo tecnico e operativo, come le tecnologie Picarro, 3D Asset Mapping e i Cantieri Green. Può assumere la forma, ove necessario, della partecipazione a consigli comunali “aperti” o altre modalità di interlocuzione, diretta o mediata, con la cittadinanza dei comuni serviti. In quest’ottica complessiva, il Gruppo è anche impegnato a incontrare ogni anno un numero di amministrazioni locali rappresentative di almeno il 40% dei PdR complessivi.
Il responsabile della funzione RIL assicura che il coinvolgimento sia continuo e che i risultati vengano utilizzati anche nel prendere decisioni aziendali. Poiché i temi trattati sono estremamente variegati, l’approccio di valutazione delle azioni è flessibile e non standardizzato, in modo da rispondere in maniera agile e adeguata alle specifiche esigenze di ogni situazione, basandosi sui contatti diretti con i membri delle amministrazioni.
Processi per porre rimedio agli impatti negativi e canali che consentono alle comunità interessate di esprimere preoccupazioni (S3-3)
Italgas si è dotata di procedure e attività che mirano alla minimizzazione delle dispersioni gas, che potrebbero generare eventuali problematiche sulle proprie infrastrutture. Qualora dovesse presentarsi qualsiasi emergenza, Italgas dispone di strutture di pronto intervento che hanno la capacità di individuare e risolvere le problematiche presentate. Per facilitare il dialogo diretto con le comunità locali e garantire la gestione efficace di eventuali problematiche, Italgas mette a disposizione diversi canali di comunicazione.
Nello specifico, il Gruppo dispone di un numero verde gratuito attivo ogni giorno 24/24 ore: tramite questo canale si attiva la struttura di pronto intervento per ogni potenziale pericolo di asset integrity segnalato dalla comunità. Oltre al canale di ricezione specifico per segnalazioni di guasti e dispersioni di gas, il Gruppo dispone di un ulteriore numero verde e una sezione dedicata sul proprio portale web per i reclami e segnalazioni varie.
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Tutti i numeri verdi di cui sopra legati alle emergenze, nonché alla comunicazione commerciale, sono riportati sui canali web aziendali e sulle bollette dei clienti finali.
Il Gruppo monitora costantemente i KPI relativi ai contatti provenienti da questi canali; le chiamate connesse a segnalazioni per pronto intervento vengono inoltre monitorate per assicurare che almeno il 90% di esse sia gestita entro 120 secondi, così come richiesto dall'Autorità.
Interventi su impatti rilevanti sulle comunità interessate e approcci per gestire i rischi rilevanti e conseguire opportunità rilevanti per le comunità interessate, nonché efficacia di tali azioni (S3-4, MDR- A)
Il Gruppo applica costantemente misure per garantire la sicurezza e l'affidabilità della rete di distribuzione di gas, riducendo al minimo il rischio di potenziali incidenti e impatti negativi sulle comunità circostanti. Le principali azioni intraprese includono la manutenzione predittiva della rete, che permette di monitorare costantemente lo stato della rete e individuare eventuali segnali di usura o malfunzionamenti prima che possano diventare problematici; le attività di ricerca e monitoraggio delle emissioni fuggitive, compreso lo sviluppo di linee guida operative che standardizzano la risposta operativa alla gestione delle dispersioni di gas.
Durante l'anno, il Gruppo ha proseguito le consuete attività di pronto intervento, con personale appositamente formato per gestire le situazioni critiche. Due Centri di Comando e Controllo degli Impianti e delle Reti (ubicati a Torino e Firenze) operano da sale di comando e controllo centralizzate, operative 24 ore su 24, garantendo un supporto costante per la gestione del sistema distributivo. Ogni chiamata di pronto intervento si traduce nell'arrivo sul posto entro 1 ora di un addetto specializzato per accertare ed eventualmente risolvere l'anomalia riscontrata dall'utente.
Qualora dovesse presentarsi una qualsiasi emergenza relativa all'integrità della rete di distribuzione, il Gruppo dispone di strutture di pronto intervento che hanno la capacità di individuare e risolvere le problematiche presentate.
Il Gruppo riporta tutti i KPI di operatività relativi all'investigazione della rete al top management su base mensile in appositi incontri (Sustainability Business Review e dell'Operational Committee). Inoltre, Italgas comunica periodicamente i propri risultati in materia di asset integrity rispondendo alle richieste degli enti regolatori.
Il Gruppo dispone di Piani di Emergenza Territoriali, relativo ad ogni singolo impianto distributivo, dove sono identificate attrezzature, strumenti, imprese operanti sul territorio, pubbliche autorità ed Enti, Clienti/Enti sensibili, gruppi di riduzione, valvole intercettatrici, punti critici (tubazioni aggraffate sui ponti, in attraversamenti di importanti bacini fluviali, fronti attivi di movimenti franosi ecc.), consentendo di avere una visione completa per la gestione di eventuali emergenze. Per la gestione di questo impatto, Italgas alloca risorse sia finanziarie sia umane per gestire ogni emergenza sul territorio secondo i tempi dettati dall'autorità.
Le risorse finanziarie future allocate per la gestione della tematica e il raggiungimento degli obiettivi fanno riferimento a 4.543,7 milioni di euro di CapEx e 847,4 di OpEx nel periodo di riferimento 2026-2031. Nel 2025,
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sono stati spesi 553,4 milioni di euro di CapEx e 96,3 di OpEx. Tali valori fanno riferimento principalmente alle attività di ispezione e manutenzione e alle attività del Pronto Intervento.
Tali CapEx sono indicati, nel presente documento, in corrispondenza della nota 13 “Immobili, impianti e macchinari” e 14 “Attività immateriali” del Bilancio consolidato; gli OpEx invece sono indicati in corrispondenza della nota 28 “Totale costi e altri oneri operativi” del Bilancio consolidato.
Inoltre, per quanto concerne l’impatto relativo alla limitata capacità di modernizzazione e digitalizzazione infrastrutturale, Italgas ha individuato nella trasformazione digitale delle reti il principale abilitatore del futuro dell ’ energia. Reti smart, digitali e flessibili rappresentano infatti la condizione essenziale per accogliere e gestire in modo sicuro ed efficiente gas rinnovabili come biometano, idrogeno e metano sintetico. Lo sviluppo di questi green gas favorisce la produzione locale di energia, innesca modelli di economia circolare e consente di rispondere in maniera concreta al trilemma energetico: sicurezza degli approvvigionamenti, grazie alla diversificazione delle fonti; sostenibilità ambientale, attraverso l ’ impiego di gas a basse o nulle emissioni; competitività dei costi, resa possibile dalla produzione e valorizzazione delle risorse sul territorio. In questo contesto, la digitalizzazione delle infrastrutture non è solo un fattore tecnologico, ma un elemento strategico per accompagnare la transizione energetica e generare valore per le comunità.
Nel Piano Strategico 2025-2031, il Gruppo ha previsto investimenti pari a 3,1 miliardi di euro destinati alla digitalizzazione e all ’ integrazione di soluzioni AI, con l ’ obiettivo di completare la trasformazione tecnologica dei processi di gestione delle infrastrutture. Tra le principali soluzioni adottate ci sono: la piattaforma proprietaria DANA che consente la gestione da remoto già del 100% della rete afferente al perimetro di Italgas Reti pre- acquisizione di 2i Rete Gas (con l ’ obiettivo di estendere questa soluzione in Grecia entro il 2026 e all ’ intera rete in Italia entro il 2027), tramite monitoraggio continuo e intervento tempestivo in caso di anomalie. Un ulteriore esempio è rappresentato dal programma di sostituzione massiva dei contatori tradizionali con Nimbus, il contatore proprietario di Italgas che si distingue per le sue avanzate funzionalità di telelettura, che permettono alle comunità locali di beneficiare di un elevato livello di trasparenza e affidabilità nei processi di fatturazione.
Sul fronte dei gas rinnovabili, sta aumentando il numero di connessioni di impianti di biometano: attualmente sono 12 gli impianti già connessi alla rete Italgas, 50 quelli in costruzione, con l ’ obiettivo di raggiungere una capacità di 1,2 bcm/y immessi in rete da impianti connessi entro il 2030. Il Gruppo sta inoltre sviluppando tre progetti di reverse-flow sul territorio nazionale, che permetteranno di superare le criticità di assorbimento di biometano nella rete di distribuzione locale favorendo ulteriori connessioni di impianti.
La rete Italgas è già compatibile con miscele di idrogeno fino al 2% e può arrivare al 20% con minimi interventi di adattamento. Tra le iniziative sviluppate dal Gruppo, particolarmente rilevante è l ’ impianto Hyround, inaugurato nel 2025 e che permetterà la produzione fino a 70t/y di idrogeno a regime e l ’ utilizzo di questo gas nei tre seguenti utilizzi finali: nella forma pura per i trasporti, tramite una stazione di rifornimento, in blending fino al 20% per l ’ immissione nella rete di distribuzione cittadina e come combustibile per un ’ industria locale. I gas verdi consentono alle comunità di ricevere energia rinnovabile tramite la fornitura esistente, favorendo una transizione sostenibile senza modifiche strutturali.
Nel periodo di riferimento non sono stati segnalati gravi problemi o incidenti in materia di diritti umani in relazione alle comunità interessate.
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Obiettivi legati alla gestione degli impatti rilevanti negativi, al potenziamento degli impatti positivi e alla gestione dei rischi e delle opportunità rilevanti (S3-5, MDR-M, MDR-T)
Per valutare le proprie performance di gestione dell’"asset integrity", Italgas utilizza KPI provenienti da specifiche richieste normative stabilite da ARERA. I target di Italgas in questo ambito fanno riferimento a tali KPI ma hanno un livello di performance molto più stringente rispetto a quanto strettamente previsto dalla normativa, con l’obiettivo di raggiungere i target di efficienza e sicurezza operativa per il Gruppo e le comunità locali enunciati nelle procedure aziendali che gestiscono la tematica.
Gli obiettivi e le relative performance 2025 sono presentati di seguito:

TARGET 135 | Perimetro | Annuale 136 | 2028 | Stato di avanzamento | Tipologia di target
2024 | 2025
% | Valore assoluto | % | Valore assoluto
Ispezione delle reti % delle reti sottoposte a ispezione annua per la ricerca programmata delle dispersioni di gas 137 | Distribuzione gas | 100% 138 | 200% | 154% | N/A | 183% a parità di perimetro rispetto al 2024 141% considerando anche la rete ex-2i Rete Gas | N/A | Relativo
Pronto intervento % di interventi con arrivo sul luogo per Pronto intervento entro 60 minuti | Distribuzione gas | 98% 139 | N/A | 99,4% | N/A | 99,49% | N/A | Relativo

Gli stakeholder impattati, ovvero la comunità locale, partecipano indirettamente alla definizione dei target Italgas relativi all’asset integrity, in quanto è la stessa l'Autorità pubblica competente, ovvero ARERA/RAE, a stabilire standard di performance specifici legalmente vincolanti, che comunque sono ben inferiori rispetto ai più ambiziosi livelli dei target di Italgas. Per il monitoraggio e l’analisi delle performance, che permettono al Gruppo sia di identificare aree di miglioramento e implementare azioni correttive per ridurre ulteriormente le aree di rischio, sia di rendicontare i risultati rispondendo alle richieste degli enti regolatori, Italgas utilizza tecnologie avanzate e processi digitalizzati per monitorare costantemente la rete e minimizzare la probabilità di incidenti di asset integrity, anche
135 ARERA/RAE possono prevedere attività di controllo sui valori dei KPI indicati e comunicati per assicurarne la correttezza. Sulla base di tali KPI, Italgas stabilisce i propri target relativi all’asset integrity. ARERA/RAE, in quanto Autorità pubbliche, sono considerabili organismi rappresentativi delle comunità impattate.
136 I target si riferiscono al perimetro delle società del Gruppo consolidate con il metodo integrale al 31 dicembre 2024
137 Valore calcolato come rapporto fra l’estensione lineare delle reti oggetto di ispezione nell’anno solare e l’estensione totale delle reti gas del Gruppo.
138 Target ARERA: ispezione della rete pari rispettivamente al 100% nei 3 anni mobili per le reti in alta e media pressione e al 100% nei 4 anni mobili per le reti in bassa pressione; target RAE: 2-4 volte all’anno per le reti duttili in aree ad alta densità di popolazione, mentre i target per gli altri tipi di rete variano da una volta all’anno a una volta ogni 4 anni, a seconda delle caratteristiche della rete.
139 Target ARERA: > 90%; target RAE: >90% entro 120 minuti, senza mai superare 240 minuti.
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attraverso l’applicazione dei principi di smart maintenance e della tecnologia CRDS Picarro, che permette un controllo estremamente accurato delle condizioni della rete.
Per valutare le proprie performance relative alla modernizzazione e digitalizzazione infrastrutturale, Italgas utilizza KPI presenti all’interno del Piano di Creazione di Valore sostenibile. In particolare, i principali indicatori di performance sono:

TARGET | Anno target | Valore target | u.m. | Stato di avanzamento | Tipologia di target
2025
Valore assoluto | %
Distribuzione di biometano Milioni di Smc/anno di biometano distribuiti, provenienti da impianti di produzione collegati alla rete di distribuzione del Gruppo | 2030 | 1.200 | mln di Smc | 20 | N/A | Assoluto
Produzione e distribuzione di idrogeno verde Tonnellate d’idrogeno verde prodotte e distribuite nell’impianto pilota P2G del Gruppo in Sardegna | 2030 | 290 | ton | 1,8 | N/A | Assoluto
Digitalizzazione delle reti di distribuzione % dei city gate della distribuzione gas digitalizzati e monitorabili tramite DANA entro il 2025 in Italia (ante acquisizione 2i Rete Gas) | 2025 | 100 | % | N/A | 100% | Relativo
Digitalizzazione delle reti di distribuzione % dei district governor digitalizzati e monitorabili tramite DANA entro il 2025 in Italia (ante acquisizione 2i Rete Gas) | 2025 | 95 | % | N/A | 95% | Relativo
Digitalizzazione delle reti di distribuzione % degli asset digitalizzati entro il 2025 e monitorabili tramite DANA4Greece entro il 2026 in Grecia | 2026 | 100 | % | N/A | 100% di asset digitalizzati | Relativo

La strategia di Italgas è orientata a costruire un’infrastruttura sempre più digitalizzata e innovativa, con l’obiettivo di generare benefici concreti e duraturi per le comunità locali, promuovendo al contempo la sostenibilità, qualità e sicurezza dei servizi offerti sul territorio.
7.4 Informazioni sulla governance
G1 - Condotta delle imprese
Ruolo degli organi di amministrazione, direzione e controllo (ESRS 2 GOV-1 ESRS G1)
Gli organi amministrativi e societari, il management e l'Organismo di Vigilanza di Italgas svolgono ruoli cruciali per garantire la conformità e l'integrità delle operazioni aziendali. Questi organi collaborano sinergicamente per assicurare che Italgas operi in modo etico, trasparente e conforme alle normative, contribuendo così alla
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sostenibilità e alla crescita dell'azienda. In particolare, il Consiglio di Amministrazione definisce le linee guida strategiche e gli obiettivi aziendali, mentre il Collegio Sindacale vigila, fra l’altro, sull’osservanza della legge e dell’atto costitutivo, sul rispetto dei principi di corretta amministrazione e sull’adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi e del sistema amministrativo-contabile. I comitati endoconsiliari svolgono funzioni istruttorie, propositive e consultive a supporto del Consiglio di Amministrazione. Il management di Italgas, garante di trasparenza e onestà nel rispetto delle regole a tutela della concorrenza, è responsabile dell'attuazione delle politiche e delle procedure aziendali in conformità con il Codice Etico. L'Organismo di Vigilanza di ciascuna società del Gruppo, nominato dal Consiglio di Amministrazione, ha autonomi poteri di iniziativa e controllo. I suoi compiti includono la vigilanza sull'efficacia del Modello 231 e del Codice Etico (in collaborazione con il Management), l'analisi della loro adeguatezza e funzionalità nel tempo nonché l'approvazione del programma annuale delle attività di vigilanza; inoltre, esamina le risultanze delle attività effettuate e verifica i flussi informativi con le funzioni aziendali e gli organi sociali assicurando che Italgas mantenga elevati standard di condotta aziendale e conformità normativa. I membri del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale hanno una significativa esperienza nei settori finanziario, industriale, ESG e Climate Change, Audit, Enterprise Risk Management, People e HR, Cybersecurity e in materia di Governance.
Descrizione dei processi per individuare e valutare gli impatti, i rischi e le opportunità rilevanti (ESRS 2 IRO-1)
Nel processo di identificazione di Impatti, Rischi e Opportunità rilevanti in relazione alla condotta aziendale, Italgas considera criteri che includono la localizzazione e la tipologia delle attività proprie e la catena del valore di riferimento. Per ulteriori approfondimenti, si veda l’ESRS 2 IRO-1.
Politiche in materia di cultura d'impresa e condotta delle imprese (G1-1, MDR-P)
Per la gestione di IRO attinenti alla condotta aziendale, Italgas dispone di diversi documenti normativi, tra cui il Codice Etico – documento che descrive i valori e le responsabilità che il Gruppo riconosce, accetta e condivide, sia internamente che esternamente – il Modello di organizzazione, gestione e controllo ai sensi del d.lgs. 231/2001 (“Modello 231), una Politica di Corporate Compliance che illustra i principi e gli obiettivi a cui sono ispirati i sistemi di gestione per la prevenzione ed il contrasto della corruzione, della Compliance e delle segnalazioni. In particolare, la Politica per la prevenzione e il contrasto della corruzione è improntata ai seguenti principi: 1) contrastare senza eccezione pratiche di corruzione, favori illegittimi, comportamenti collusivi, sollecitazioni, dirette e/o attraverso terzi, di vantaggi personali e di carriera per sé o per altri; 2) gestire le attività nel rispetto delle leggi anticorruzione, di tutte le altre prescrizioni amministrative e delle disposizioni aziendali integrative e migliorative; 3) elaborare e attivare tutte le soluzioni organizzative procedurali necessarie per prevenire e contrastare i fenomeni corruttivi; 4) selezionare e promuovere lo sviluppo dei fornitori secondo i principi di questa politica, impegnandoli a mantenere comportamenti coerenti con essa.
La Politica, inoltre, è adottata nel rispetto dei requisiti prevista dalla normativa UNI EN INSO 37001:2016 "Sistemi di gestione per la prevenzione della corruzione - Requisiti e guida all'utilizzo" e dal decimo principio del Global Compact, secondo il quale "le imprese si impegnano a contrastare la corruzione in ogni sua forma, incluse le estorsioni e le tangenti". Italgas considera lo sviluppo e il mantenimento dei documenti sopra citati
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e dei propri sistemi di gestione come strumenti fondamentali per sensibilizzare e coinvolgere il personale e gli stakeholder, oltre che per migliorare i propri processi. In tale ottica, gli obiettivi della politica sono:
(i) la minimizzazione dei rischi di violazione che potrebbero esporre l’organizzazione a sanzioni, danni finanziari e danni reputazionali;
(ii) l’aumento della fiducia degli stakeholder nella capacità dell'organizzazione di svolgere le proprie attività in conformità alla normativa applicabile e nel far emergere le eventuali non conformità.
In un’ottica di trasparenza e collaborazione anche nei confronti degli stakeholder, il Codice Etico (https://www.italgas.it/investitori/governance/etica-di-impresa/codice-etico/) e la Politica (https://www.italgas.it/investitori/governance/etica-di-impresa/anticorruzione/ )sono pubblicati sulla intranet aziendale e sul sito internet del Gruppo, rendendoli accessibili a chiunque vi abbia interesse. Per maggiori informazioni, si faccia riferimento ai DR S2-2 e S2-3. In conformità a quanto previsto dalla norma UNI ISO 37001:2016, il Gruppo ha individuato le posizioni aziendali con rischio di corruzione superiore al basso in relazione alle quali vengono svolte verifiche annuali sia da parte delle funzioni interne predisposte a tal fine, sia da parte dell'ente di certificazione esterno DNV. Le funzioni identificate sono i primi riporti di livello della struttura organizzativa di ogni società del Gruppo Italgas. Inoltre, Italgas si impegna a far sì che i propri amministratori, sindaci, management, dipendenti e tutti coloro che operano per il conseguimento degli obiettivi societari rispettino i principi fondamentali del Codice Etico, in quanto comportamenti essenziali per l'efficienza, l'affidabilità e la reputazione dell'azienda. Italgas si impegna a diffondere la conoscenza delle tematiche relative alla business conduct, fornendo formazione sul Codice Etico aziendale, sulla Politica di Corporate Compliance, sul Modello 231, sulla procedura per le segnalazioni e sui sistemi di gestione dedicati alla prevenzione della corruzione, al whistleblowing e alla compliance e richiedendo l'accettazione e il rispetto dei principi in essi contenuti. Tali iniziative sono rivolte alle proprie persone e agli stakeholder rilevanti, avvalendosi di comunicazioni interne e programmi di formazione specifici, erogati sia in aula sia tramite e-learning. L'Organismo di Vigilanza, inoltre, supervisiona l’efficacia della formazione sul Codice Etico. Il Codice Etico e la Politica di Corporate Compliance si applicano alle persone di Italgas e ai suoi business partner; la responsabilità ultima per l’implementazione dei documenti sopra citati appartiene al Consiglio di Amministrazione e all’Amministratore Delegato.
In conformità con le normative europee in materia di Whistleblowing (Direttiva UE 2019/1937) e dei rispettivi recepimenti nazionali, il Gruppo Italgas ha implementato una nuova piattaforma per la gestione delle segnalazioni riguardo, ad esempio, condizioni di lavoro, discriminazione, violazione di diritti umani, sicurezza.
La piattaforma 140 , disponibile in italiano, inglese e greco, permette al segnalante di scegliere se inviare segnalazioni anonime o identificabili, sia in forma scritta che orale. Nel caso di segnalazioni orali, il canale assicura la protezione della voce del segnalante. I dati sensibili vengono trattati con la massima attenzione e nel pieno rispetto del GDPR. Anche per le segnalazioni anonime, è possibile comunicare con i segnalanti tramite una casella postale sicura per ottenere ulteriori informazioni o per confermare la ricezione della segnalazione.
140 https://segnalazioniwhistleblowing.integrityline.com/
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La Procedura è ampiamente divulgata sia internamente, tramite la pubblicazione sulla intranet aziendale, affissione alle bacheche e attività formative (in particolare per i nuovi assunti), che esternamente attraverso la pubblicazione sul sito internet dell'azienda (https://www.italgas.it/investitori/governance/etica-di- impresa/procedura-segnalazioni/).
Nello specifico, il Sistema di Gestione delle Segnalazioni ha come scopo quello di:
• incoraggiare la segnalazione di sospetti in buona fede – o sulla base di una convinzione ragionevole – di violazioni normative, senza il timore di ritorsioni;
• supportare e proteggere i segnalanti e le altre parti interessate coinvolte;
• ridurre i rischi di irregolarità.
La gestione delle segnalazioni ed il relativo trattamento dei dati ai fini privacy è effettuato da ciascuna società del Gruppo Italgas attraverso propri uffici interni ovvero con modalità di outsourcing regolata da appositi contratti di servizio. La piattaforma offre adeguate garanzie per tutelare la riservatezza dell'identità delle persone segnalanti, delle persone coinvolte e delle persone menzionate nelle segnalazioni, nonché dei contenuti di queste e della relativa documentazione.
La piattaforma è accessibile unicamente dalla Funzione Internal Audit che indirizza le segnalazioni, a seconda della loro natura, all'Organismo di Vigilanza, al Comitato Segnalazioni o al Comitato Segnalazioni Qualificate.
Inoltre, il canale di segnalazione consente al Gruppo di fornire un riscontro al segnalante in merito alle iniziative adottate entro 90 giorni dalla segnalazione. Per assicurare che siano noti e accessibili, l’azienda comunica in modo trasparente le procedure e i tempi indicativi di gestione.
Gestione dei rapporti con i fornitori (G1-2)
Il Gruppo Italgas ha adottato un flusso strutturato di gestione del ciclo passivo: a seguito della ricezione della fattura passiva, inizia la verifica e l'approvazione del documento (in base a soglie e livelli di autorizzazione predefiniti) ai fini della registrazione contabile. La procedura garantisce che, salvo casi specifici, l'autorizzazione e l'elaborazione del pagamento sulla base della scadenza avvengano entro i termini contrattuali standard. Nei casi di fatture in contestazione o oggetto di verifica, la procedura viene sospesa per il tempo necessario a sanare tale problematica. Per quanto riguarda l’approccio del Gruppo ai rapporti con i suoi fornitori e le valutazioni relative alle questioni di sostenibilità, inclusi i criteri sociali e ambientali per la selezione dei fornitori, di seguito i principali KPI utilizzati dal Gruppo:
Supplier Screening 141
141 La raccolta dei dati ai fini dei KPI avviene con modalità differenziate per tre cluster societari (società italiane non idriche, società del business idrico e società greche della distribuzione gas). I fornitori Tier-1 sono identificati con criteri diversi: per le società italiane non idriche tramite dati ERP con almeno una entrata merci nell’anno (con specifiche esclusioni), mentre per le società idriche e greche in base al valore fatturato. I fornitori significativi Tier-1 sono selezionati secondo parametri di rilevanza qualitativi ed economici, integrati da valutazione manageriale. La quota di spesa verso fornitori significativi è calcolata come rapporto tra fatturato dei fornitori significativi e fatturato totale. I fornitori significativi non Tier-1 includono solo indiretti/subappaltatori senza fatturato diretto, individuati per soglie economiche o rilevanza strategica, e sono monitorati solo per le società italiane non idriche. Il totale dei fornitori significativi corrisponde alla somma di diretti e indiretti rilevanti per impatto operativo e strategico.
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Supplier Screening | u.m. | 2024 | 2025
Numero totale di fornitori Tier-1 | # | 2.350 | 4.282
Numero totale di fornitori significativi Tier-1 | # | 275 | 217
% della spesa annuale totale verso fornitori significativi Tier-1 | % | 80 | 75
Numero totale di fornitori significativi non Tier-1 | # | 74 | 58
Numero totale di fornitori significativi (Tier-1 e non Tier-1) | # | 349 | 275

Supplier Assessment and/or Development 142
Prevenzione e individuazione della corruzione attiva e passiva (G1-3)
Italgas ha implementato un sistema strutturato per prevenire, rilevare e affrontare rischi ed eventuali episodi di corruzione, basato su diversi strumenti normativi interni e una politica integrata di Corporate Compliance:
• Politica di Corporate Compliance, che illustra i principi e gli obiettivi in materia di prevenzione e contrasto della corruzione, compliance integrata e segnalazioni, mirando a un sistema di compliance integrato per prevenire e gestire i rischi di non conformità;
• Standard di Compliance Anticorruzione, che fornisce un quadro sistemico di riferimento degli strumenti normativi interni in materia di anticorruzione e descrive le modalità di prevenzione e di gestione di eventuali episodi corruttivi;
142 I fornitori significativi sono valutati sotto il profilo ESG tramite questionario CRIF-Synesgy in fase di qualifica, rinnovo e partecipazione a gare; il questionario ha validità biennale e non si rinnova automaticamente. Sono esclusi i soggetti esentati dal processo standard di qualifica (es. Pubbliche Amministrazioni, professionisti incaricati da enti pubblici, organismi di certificazione, studi legali e notarili, persone fisiche, imprese individuali, società del Gruppo, soggetti operanti in ambiti regolati, start-up e PMI innovative). Tutti i fornitori sono considerati potenziali portatori di impatti ESG e quindi soggetti a monitoraggio. Quelli con impatti negativi sostanziali sono sottoposti ad aggiornamento del questionario, che include ESG score, benchmark settoriale e Piano di Azione Correttivo, con obbligo di partecipazione alle iniziative di miglioramento; in caso di inadempienze o comportamenti non conformi, i rapporti contrattuali possono essere sospesi o risolti.

Supplier Assessment | u.m. | 2024 | 2025
Numero totale di fornitori valutati tramite analisi documentale (desk assessment) / visite in loco (on-site assessment) | # | 247 | 206
% di fornitori significativi unici valutati | % | 70,77 | 74,9
Numero di fornitori valutati con impatti negativi sostanziali effettivi / potenziali | # | 247 | 206
% di fornitori con impatti negativi sostanziali effettivi / potenziali per i quali è stato concordato un piano di azioni correttive / miglioramento | % | 70,77 | 74,9
Numero di fornitori con impatti negativi sostanziali effettivi /potenziali per i quali il rapporto di fornitura è stato interrotto | # | 4 | 8

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• Standard di Compliance Segnalazioni ricevute da Italgas e dalle società controllate che regola il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni di comportamenti illeciti o in contraddizione con il Codice Etico e/o Modello 231.
In Italgas, le investigazioni relative a eventuali eventi corruttivi sono svolte principalmente dall'Organismo di Vigilanza, in modo indipendente, composto da soggetti esterni all'organizzazione e che ha accesso senza limitazioni alle informazioni aziendali per le attività di indagine, analisi e controllo. Le investigazioni possono eventualmente essere svolte avvalendosi della funzione Internal Audit, Security e delle altre funzioni eventualmente necessarie alle indagini. Il Sistema di Gestione Anticorruzione ai sensi della ISO 37001 prevede la condivisione annuale del Verbale di Riesame da parte della Funzione di Conformità per la prevenzione e il contrasto della corruzione con l'Organismo di Vigilanza, il Comitato Controllo Rischi e Operazioni con Parti Correlate, il Collegio Sindacale e il CdA. Il Verbale documenta gli esiti del monitoraggio del sistema di gestione, includendo eventuali episodi corruttivi rilevati e le relative modalità di gestione. Italgas si impegna a diffondere la conoscenza del Sistema di Gestione Anticorruzione sia tra i propri dipendenti sia tra i fornitori. Questo obiettivo viene perseguito attraverso specifici programmi di formazione, erogati in aula o in modalità e-learning, aggiornati periodicamente e, in ogni caso, almeno ogni tre anni, coinvolgendo tutto il personale del Gruppo. Inoltre, Italgas eroga formazione anticorruzione ai propri fornitori che siano sprovvisti di un adeguato programma formativo in materia, richiesto ai fini della qualifica. Periodicamente vengono svolte sessioni formative in aula (responsabilità amministrativa degli enti – D. lgs. 231/2001, codice etico e anticorruzione) che coinvolgono tutto il top management delle Società del Gruppo, ovvero gli Amministratori Delegati e le loro prime linee 143 , i quali rappresentano le funzioni aziendali con rischio di corruzione superiore al basso in base alla matrice di valutazione dei rischi anticorruzione. Tale formazione è stata svolta anche nel corso del 2025. I temi trattati nella formazione sono responsabilità amministrativa degli enti, i Sistemi di Gestione di Corporate Compliance adottati, il codice etico nonché il sistema sanzionatorio previsto in caso di violazione degli stessi. La formazione in materia di anticorruzione contempla la corruzione sia attiva che passiva, sia pubblica che privata, con relative esemplificazioni. La formazione è aggiornata almeno ogni 3 anni. I membri degli organi di amministrazione, direzione e controllo all’atto di accettazione della carica, vengono loro consegnati gli strumenti normativi interni in materia e sottoscrivono una dichiarazione con la quale si impegnano a conoscerne e rispettarne i principi.
Casi accertati di corruzione attiva o passiva (G1-4)
Nel 2025, in linea con il 2024, non sono state eseguite condanne né commutate multe per incidenti di corruzione. In ogni caso, gli strumenti normativi interni prevedono l'applicazione di eventuali sanzioni disciplinari - fino anche al licenziamento per giusta causa - in caso di violazione della politica e delle procedure interne in materia di anticorruzione, a seconda della gravità della violazione 144 .
Influenza politica e attività di lobbying (G1-5)
143 La percentuale di funzioni a rischio contemplate dai programmi di formazione è pari al 100%.
144 Nel corso del 2025 non vi sono stati casi di licenziamento per giusta causa dovuti al mancato rispetto della normativa interna in materia di anticorruzione.
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Per quanto riguarda le attività di advocacy, il Gruppo ha definito ruoli e responsabilità chiare per la loro gestione: il responsabile ultimo è il responsabile Relazioni Istituzionali e Affari Regolatori, in quanto non vi è un membro degli organi sociali con deleghe specifiche su queste tematiche. Il tema alla base delle attività di advocacy, lobbying e stakeholder engagement ruota attorno al riconoscimento dell’innovazione e della digitalizzazione dell’infrastruttura del gas come elementi essenziali per abilitare le reti alla distribuzione di gas rinnovabili, contribuendo così alla transizione energetica.
Di seguito si riporta una panoramica dei temi specifici trattati durante il 2025 ed eventuali riferimenti ai relativi dossier legislativi:
• le prospettive strategiche delle infrastrutture di distribuzione del gas naturale e alla loro trasformazione digitale;
• il ruolo del biometano e dei gas rinnovabili (idrogeno) nel processo di transizione energetica;
• la ridefinizione degli schemi di incentivazione per la produzione di biometano, in vista del termine delle misure previste dal PNRR (giugno 2026)
• l’inclusione delle attività di trasporto su gomma nella “virtual pipeline”prevista nel DPCM relativo alla individuazione delle opere e delle infrastrutture necessarie al phase out dell'utilizzo del carbone in Sardegna e alla decarbonizzazione dei settori industriali dell'isola e la connessa regolazione tariffaria;
• la gestione degli asset nel settore idrico delle società Acqualatina, Siciliacque e Acqua Campania, e relativi temi aperti
• la partecipazione a convegni pubblici, quali Biogas Italy e Biomethane Connect Europe, a Parigi, nel marzo 2025, relativi al ruolo strategico del biometano nello scenario italiano ed europeo;
• la revisione del sistema competitivo per l’assegnazione delle gare per le concessioni di distribuzione del gas;
• la partecipazione a consultazioni pubbliche europee su European grid package, Citizens Energy Package – protecting and empowering consumers in the just transition;
• la partecipazione a roadmap europee su: European Water Resilience Strategy, European grid package, EU strategy to boost global climate and energy transition, Citizens Energy Package – protecting and empowering consumers in the just transition;
• il contributo alla definizione delle regole di governance relative all’integrazione della distribuzione del gas nella DSO Entity di cui al Regolamento (UE) 2024/1789.
• il supporto ed expediting per finanziamenti già assegnati in materia di: metanizzazione del mezzogiorno (gas), investimenti finanziati dal Piano Nazionale Ripresa e Resilienza (colonnine a idrogeno e idrico), Fondo di Sviluppo e Coesione, Piano Nazionale Investimenti Infrastrutturali e per la Sicurezza del Sistema Idrico, riutilizzo delle acque reflue.
Italgas è iscritta al Registro di Trasparenza dell'Unione Europea al numero identificativo 477543424417-73, dove possono essere verificati i contributi forniti alla formazione della legislazione europea.
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Il Gruppo non eroga contributi ad esponenti o a gruppi politici, né in denaro né in natura; inoltre, Italgas non ha l'obbligo legale di iscrizione a una camera di commercio o altra organizzazione di rappresentanza di interessi. Infine, nessun membro del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale ha ricoperto una posizione comparabile nella pubblica amministrazione (comprese le autorità di regolamentazione) nei due anni precedenti la nomina nel periodo di riferimento attuale.
Prassi di pagamento (G1-6)
I termini contrattuali di pagamento standard del Gruppo prevedono il pagamento delle fatture dei fornitori entro 60 giorni a partire dall’ultimo giorno del mese di emissione della fattura. Tale standard di pagamento si applica al 81% (97% nel 2024) delle fatture della categoria principale di fornitori, ovvero quelli appartenenti al cluster "lavori di rete e misura" 145 . Per l’anno 2025, in Italia, i giorni medi che intercorrono tra il termine contrattuale di pagamento standard del Gruppo e il pagamento della fattura ammontano a circa 22 giorni (26 nel 2024), ovvero 82 giorni (86 nel 2024) a partire dall’ultimo giorno del mese di emissione della fattura 146 . Il numero di procedimenti legali attualmente pendenti per ritardi nei pagamenti è pari a 0.
Azioni e risorse relative a questioni di sostenibilità rilevanti, Metriche relative a questioni di sostenibilità rilevanti, Monitoraggio dell'efficacia delle politiche e delle azioni mediante obiettivi (MDR- A, MDR-M, MDR-T).
Le performance relative al tema “anticorruzione” vengono valutate in relazione al target relativo al rinnovo della certificazione ISO 37001 sul sistema di gestione per la prevenzione e il contrasto della corruzione per le seguenti società consolidate del Gruppo: Italgas SpA, Italgas Reti, Geoside, Bludigit, Medea, Nepta, Toscana Energia, Enaon e Enaon EDA, nonché la partecipata Metano Sant’Angelo Lodigiano. La verifica per il rinnovo della certificazione viene effettuata ogni 3 anni da un ente di certificazione esterno. Nel 2025, sono state mantenute le certificazioni anticorruzione ISO 37001 per tutte le società sopra elencate.
Ogni anno Italgas sottopone il proprio Sistema di gestione per la prevenzione e il contrasto della corruzione al mantenimento della certificazione ISO 37001:2016, già conseguita. Le azioni intraprese coinvolgono tutti i processi aziendali e gli stakeholder, garantendo l’efficace attuazione del sistema di gestione per la prevenzione e il contrasto della corruzione all'interno del territorio in cui il Gruppo opera.
Le risorse finanziale (OpEx) dedicate nel 2025 e per gli anni futuri alla prevenzione e al contrasto della corruzione mediamente sono pari a circa 630 mila euro annuali. Tale valore include il costo del lavoro delle funzioni Compliance & Anticorruzione e il relativo budget di funzione.
145 Le fatture relative a tale categoria di fornitori costituiscono circa il 74% delle fatture annuali per le società del Gruppo in termini di valore. I tempi di pagamento delle fatture rimanenti sono disciplinati dai termini contrattuali specifici di ciascuna di esse.
146 La procedura di gestione del ciclo passivo e lo standard qui indicato si applica senza distinzione a grandi imprese e PMI. Tale ammontare è stato calcolato, sulla base dell'estrazione dai sistemi contabili dei debiti pagati nell'esercizio 2024 dalle società del Gruppo, come numero medio delle differenze tra le date delle fatture e la date di pareggio, ovvero di pagamento delle stesse
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Attestazione della rendicontazione di sostenibilità ai sensi dell’art. 81-ter, comma 1, del Regolamento Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche e integrazioni
1. I sottoscritti Paolo Gallo e Gianfranco Amoroso in qualità rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari del Gruppo Italgas attestano, ai sensi dell’art. 154- bis , comma 5- ter , del decreto legislativo 24 febbraio 1998, n. 58, che la rendicontazione di sostenibilità inclusa nella relazione sulla gestione è stata redatta:
a) conformemente agli standard di rendicontazione applicati ai sensi della direttiva 2013/34/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2013, e del decreto legislativo 6 settembre 2024, n. 125;
b) con le specifiche adottate a norma dell’articolo 8, paragrafo 4, del regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 giugno 2020.
2. Al riguardo non sono emersi aspetti di rilievo da segnalare.
Data: 3 marzo 2026

Amministratore Delegato Paolo Gallo | Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari Gianfranco Maria Amoroso

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BILANCIO CONSOLIDATO
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – S CHEMI DI BILANCIO
. 210
Situazione patrimoniale – finanziaria consolidata

|  | 31.12.2024 |  |  | 31.12.2025 |
(migliaia di €) | Note | Totale | di cui verso parti correlate |  | Totale | di cui verso parti correlate
ATTIVITA' |  |  |  |  |  |
Disponibilità liquide ed equivalenti | (7) | 402.662 |  |  | 531.933 |
Attività finanziarie correnti | (8) | 3.592 | 2.125 |  | 4.004 | 2.890
Crediti commerciali e altri crediti | (9) | 905.092 | 234.138 |  | 1.407.264 | 372.436
Rimanenze | (10) | 57.232 |  |  | 74.719 |
Attività fiscali correnti | (11) | - |  |  | 589 |
Altre attività correnti finanziarie | (20) | 5.878 |  |  | 4.547 |
Altre attività correnti non finanziarie | (12) | 232.559 | 288 |  | 284.674 | 1.961
Totale attività correnti |  | 1.607.015 |  |  | 2.307.730 |
Immobili, impianti e macchinari | (13) | 383.327 |  |  | 488.059 |
Attività immateriali | (14) | 8.833.270 |  |  | 14.723.294 |
Partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto | (15) | 155.715 |  |  | 166.778 |
Attività finanziarie non correnti | (16) | 339.747 | 1.570 |  | 349.295 | 23.185
Attività fiscali non correnti | (11) | 17.612 |  |  | 20.360 |
Altre attività non correnti finanziarie | (20) | 10.982 |  |  | 8.730 |
Altre attività non correnti non finanziarie | (12) | 619.322 | 406 |  | 546.613 | 524
Totale attività non correnti |  | 10.359.975 |  |  | 16.303.129 |
Attività destinate alla vendita | (17) | 5.351 |  |  | 281.410 |
TOTALE ATTIVITA' |  | 11.972.341 |  |  | 18.892.269 |
PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO |  |  |  |  |  |
Passività finanziarie correnti | (18) | 980.569 | 4.580 |  | 975.322 | 4.227
Debiti commerciali e altri debiti | (19) | 1.184.609 | 64.410 |  | 1.775.822 | 86.625
Passività fiscali correnti | (11) | 25.562 |  |  | 2.569 |
Altre passività correnti finanziarie | (20) | - | - |  | 87 | -
Altre passività correnti non finanziarie | (21) | 14.063 | 1.093 |  | 45.653 | 9.585
Totale passività correnti |  | 2.204.803 |  |  | 2.799.453 |
Passività finanziarie non correnti | (18) | 6.205.299 | 141.566 |  | 10.440.320 | 266.442
Fondi per rischi e oneri | (22) | 92.122 |  |  | 120.390 |
Fondi per benefici ai dipendenti | (23) | 61.279 |  |  | 80.450 |
Passività per imposte differite | (24) | 48.345 |  |  | 12.243 |
Altre passività non correnti non finanziarie | (21) | 566.985 |  |  | 1.227.210 |
Totale passività non correnti |  | 6.974.030 |  |  | 11.880.613 |
Passività direttamente associabili ad attività non correnti destinate alla vendita |  | - | - |  | 46.252 | -
TOTALE PASSIVITA' |  | 9.178.833 |  |  | 14.726.318 |
PATRIMONIO NETTO | (25) |  |  |  |  |
Capitale sociale |  | 1.003.844 |  |  | 1.257.355 |
Altre riserve |  | 175.584 |  |  | 940.449 |
Utili a nuovo |  | 799.635 |  |  | 948.789 |
Utile dell'esercizio |  | 478.854 |  |  | 672.320 |
Patrimonio netto di pertinenza degli Azionisti Italgas |  | 2.457.917 |  |  | 3.818.913 |
Patrimonio netto di terzi |  | 335.591 |  |  | 347.038 |
TOTALE PATRIMONIO NETTO |  | 2.793.508 |  |  | 4.165.951 |
TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO |  | 11.972.341 |  |  | 18.892.269 |

Le note di approfondimento sono parte integrante del presente Bilancio consolidato.
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – S CHEMI DI BILANCIO
. 211
Conto economico consolidato

|  | 2024 |  | 2025
(migliaia di €) | Note | Totale | di cui verso parti correlate |  | Totale | di cui verso parti correlate
Ricavi |  | 2.478.644 | 744.304 |  | 3.508.303 | 1.008.788
Altri proventi operativi |  | 60.792 | 6.835 |  | 80.846 | 9.542
Totale ricavi e altri proventi operativi | (27) | 2.539.436 |  |  | 3.589.149 |
Costi di acquisto materie prime, sussidiarie, di consumo e merci |  | (168.459) | (6.622) |  | (190.307) | (8.246)
Costi per servizi |  | (604.545) | (10.198) |  | (860.849) | (13.686)
Costi per godimento beni |  | (102.496) | (1.235) |  | (153.106) | (2.700)
Costo lavoro |  | (285.133) |  |  | (401.081) |
Svalutazione dei crediti commerciali netti |  | 822 |  |  | (2.605) |
Altri oneri operativi |  | (60.921) | (86.154) |  | (76.963) | (104.544)
Totale costi e altri oneri operativi | (28) | (1.220.732) |  |  | (1.684.911) |
Ammortamenti e svalutazioni | (29) | (536.555) |  |  | (693.087) |
UTILE OPERATIVO |  | 782.149 |  |  | 1.211.151 |
Oneri finanziari |  | (149.566) | (1.171) |  | (257.309) | (5.477)
Proventi finanziari |  | 28.521 | 253 |  | 21.424 | 1.549
Variazione fair value strumenti finanziari derivati |  | 379 |  |  | (493) |
Totale oneri finanziari netti | (30) | (120.666) |  |  | (236.378) |
Quota del risultato in partecipazioni in società collegate/joint venture |  | 9.945 | 9.945 |  | 8.701 | 8.701
Altri proventi (oneri) su partecipazioni |  | 1.264 |  |  | 2.188 |
Totale proventi su partecipazioni netti | (31) | 11.209 |  |  | 10.889 |
Utile prima delle imposte |  | 672.692 |  |  | 985.662 |
Imposte sul reddito | (32) | 165.257 |  |  | 279.867 |
Utile dell'esercizio |  | 507.435 |  |  | 705.795 |
Di pertinenza: |  |  |  |  |  |
Azionisti Italgas |  | 478.854 |  |  | 672.320 |
Terzi |  | 28.581 |  |  | 33.475 |
Utile per azione (€ per azione) | (33) |  |  |  |  |
- base e diluito da attività operative in esercizio |  | 0,59 |  |  | 0,71 |
- totale base e diluito |  | 0,59 |  |  | 0,71 |

Le note di approfondimento sono parte integrante del presente Bilancio consolidato
Conto economico complessivo consolidato

(migliaia di €) |  | 2024 |  | 2025
Utile dell'esercizio |  | 507.435 |  | 705.795
Altre componenti dell'utile complessivo |  |  |  |
Componenti che potrebbero essere riclassificate nell’utile dell’esercizio, al netto dell’effetto fiscale: |  |  |  |
Utile/(perdita) del Fair Value derivante da strumenti di copertura durante il periodo |  | (13.543) |  | (3.178)
Effetto fiscale |  | 3.251 |  | 763
Totale componenti che potrebbero essere riclassificate nell’utile dell’esercizio, al netto dell’effetto fiscale |  | (10.292) |  | (2.415)
Componenti che non saranno riclassificati nell'utile dell'esercizio, al netto dell'effetto fiscale: |  |  |  |
Utile (Perdita) attuariale da remeasurement piani a benefici definiti per i dipendenti |  | (626) |  | (1.008)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI |  | 112 |  | (1.359)
Effetto fiscale |  | 142 |  | 665
Totale componenti che non saranno riclassificati nell'utile dell'esercizio, al netto dell'effetto fiscale |  | (372) |  | (1.702)
Totale altre componenti dell'utile complessivo al netto dell'effetto fiscale |  | (10.664) |  | (4.117)
Totale utile complessivo dell'esercizio |  | 496.771 |  | 701.678
di cui pertinenza degli Azionisti Italgas |  | 467.371 |  | 668.204
di cui pertinenza terzi |  | 29.400 |  | 33.474

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – S CHEMI DI BILANCIO
. 212
Prospetto di movimentazione del patrimonio netto consolidato

(migliaia di €) | Capitale sociale | Riserva da primo consolidamento | Riserva soprapprezzo azioni | Riserva legale | Riserva per piani a benefici definiti | Riserva fair value strumenti finanziari derivati (cash flow hedge) | Riserva per business combination under common control | Riserva stock grant | Riserva da valutazione al fair value di partecipazioni | Altre riserve | Utili a nuovo | Utile dell'esercizio | Patrimonio netto di pertinenza degli azionisti di Italgas | Patrimonio netto di terzi | Totale patrimonio netto
Saldo al 1 gennaio 2024 (a) (Nota 25) | 1.003.228 | (323.907) | 626.252 | 200.646 | (7.024) | 22.683 | (349.839) | 9.417 | 238 | 13.063 | 645.747 | 439.568 | 2.280.072 | 320.672 | 2.600.744
Utile dell'esercizio 2024 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | 478.854 | 478.854 | 28.581 | 507.435
Altre componenti dell’utile complessivo: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Componenti che potrebbero essere riclassificate nell’utile dell’esercizio, al netto dell’effetto fiscale: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
- utile (perdita) del fair value derivante da strumenti di copertura durante il periodo |  |  |  |  |  | (11.159) |  |  |  |  |  |  | (11.159) | 867 | (10.292)
Componenti che non saranno riclassificati nell'utile dell'esercizio, al netto dell'effetto fiscale: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Utile attuariale da remeasurement piani a benefici definiti per i dipendenti |  |  |  |  | (405) |  |  |  |  |  |  |  | (405) | (48) | (453)
- Valutazioni partecipazioni valutate al fair value |  |  |  |  |  |  |  |  | 81 |  |  |  | 81 |  | 81
Totale utile complessivo esercizio 2023 (b) |  |  |  |  | (405) | (11.159) |  |  | 81 |  |  | 478.854 | 467.371 | 29.400 | 496.771
Operazioni con gli azionisti: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Destinazione risultato esercizio 2023 |  |  |  | 123 |  |  |  |  |  |  | 439.445 | (439.568) |  |  |
- Dividendo Italgas |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | (285.557) |  | (285.557) |  | (285.557)
- Dividendo a terzi |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | (14.179) | (14.179)
- Attuazione piano di co-investimento | 616 |  | 2.143 |  |  |  |  | (1.185) |  | (616) |  |  | 958 |  | 958
- Variazione area di consolidamento |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | - | 668 | 668
Totale operazioni con gli azionisti (c) | 616 |  | 2.143 | 123 |  |  |  | (1.185) |  | (616) | 153.888 | (439.568) | (284.599) | (13.511) | (298.110)
Altre variazioni di patrimonio netto (d) |  |  |  |  |  |  |  |  |  | (4.927) |  |  | (4.927) | (970) | (5.897)
Saldo al 31 dicembre 2024 (e=a+b+c+d) (Nota 25) | 1.003.844 | (323.907) | 628.395 | 200.769 | (7.429) | 11.524 | (349.839) | 8.232 | 319 | 7.520 | 799.635 | 478.854 | 2.457.917 | 335.591 | 2.793.508

(migliaia di €) | Capitale sociale | Riserva da primo consolidamento | Riserva soprapprezzo azioni | Riserva legale | Riserva per piani a benefici definiti | Riserva fair value strumenti finanziari derivati (cash flow hedge) | Riserva per business combination under common control | Riserva stock grant | Riserva da valutazione al fair value di partecipazioni | Altre riserve | Utili a nuovo | Utile dell'esercizio | Patrimonio netto di pertinenza degli azionisti di Italgas | Patrimonio netto di terzi | Totale patrimonio netto
Saldo al 1 gennaio 2024 (a) (Nota 25) | 1.003.844 | (323.907) | 628.395 | 200.769 | (7.429) | 11.524 | (349.839) | 8.232 | 319 | 7.520 | 799.635 | 478.854 | 2.457.917 | 335.591 | 2.793.508

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – S CHEMI DI BILANCIO
. 213

Utile dell'esercizio 2025 |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | 672.320 | 672.320 | 33.475 | 705.795
Altre componenti dell’utile complessivo: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Componenti che potrebbero essere riclassificate nell’utile dell’esercizio, al netto dell’effetto fiscale: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
- utile (perdita) del fair value derivante da strumenti di copertura durante il periodo |  |  |  |  |  | (2.415) |  |  |  |  |  |  | (2.415) | - | (2.415)
Componenti che non saranno riclassificati nell'utile dell'esercizio, al netto dell'effetto fiscale: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Utile attuariale da remeasurement piani a benefici definiti per i dipendenti |  |  |  |  | (722) |  |  |  |  |  |  |  | (722) | (1) | (723)
- Valutazioni partecipazioni valutate al fair value |  |  |  |  |  |  |  |  | (979) |  |  |  | (979) |  | (979)
Totale utile complessivo esercizio 2025 (b) |  |  |  |  | (722) | (2.415) |  |  | (979) |  |  | 672.320 | 668.204 | 33.474 | 701.678
Operazioni con gli azionisti: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Destinazione risultato esercizio 2024 |  |  |  | 127 |  |  |  |  |  |  | 478.727 | (478.854) |  |  |
- Dividendo Italgas |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | (329.573) |  | (329.573) |  | (329.573)
- Incremento capitale sociale | 251.644 |  | 753.161 |  |  |  |  |  |  |  |  |  | 1.004.805 |  | 1.004.805
- Dividendo a terzi |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | (22.393) | (22.393)
- Attuazione piano di co-investimento | 634 |  | 2.312 |  |  |  |  | 2.770 |  |  |  |  | 5.716 |  | 5.716
- Attuazione piano di azionariato diffuso | 1.233 |  | 6.703 |  |  |  |  |  |  | 411 |  |  | 8.347 |  | 8.347
- Variazione area di consolidamento |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | 1.742 | 1.742
Totale operazioni con gli azionisti (c) | 253.511 |  | 762.176 | 127 |  |  |  | 2.770 |  | 411 | 149.154 | (478.854) | 689.295 | (20.651) | 668.644
Altre variazioni di patrimonio netto (d) |  |  | (2.999) |  |  |  |  |  |  | 6.496 |  |  | 3.497 | (1.376) | 2.121
Saldo al 31 dicembre 2025 (e=a+b+c+d) (Nota 25) | 1.257.355 | (323.907) | 1.387.572 | 200.896 | (8.151) | 9.109 | (349.839) | 11.002 | (660) | 14.427 | 948.789 | 672.320 | 3.818.913 | 347.038 | 4.165.951

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Rendiconto finanziario consolidato

(migliaia di €) | Note | 2024 | 2025
Utile dell'esercizio |  | 507.435 | 705.795
Rettifiche per: |  |  |
Ammortamenti e svalutazioni | (29) | 536.555 | 693.087
Quota del risultato in partecipazioni in società collegate/joint venture |  | (9.945) | (8.701)
Altri proventi (oneri) su partecipazioni (al netto dei dividendi ricevuti) |  | (1.264) | (2.188)
Partite non monetarie |  | (931) | 7.610
Minusvalenze nette derivanti dalla cessione di immobilizzazioni |  | 37.868 | 38.833
Proventi finanziari, inclusa la variazione fair value strumenti derivati finanziari |  | (28.900) | (20.931)
Oneri finanziari |  | 149.547 | 257.309
Imposte sul reddito | (32) | 165.257 | 279.867
Variazione fondi per benefici ai dipendenti |  | (7.094) | (13.502)
Variazioni del capitale circolante: |  |  |
- Rimanenze |  | 25.952 | (2.501)
- Crediti commerciali |  | (191.383) | (103.065)
- Debiti commerciali |  | (43.114) | 12.212
- Fondi per rischi e oneri |  | (19.955) | (39.682)
- Altre attività |  | 121.761 | 84.773
- Altre passività |  | (22.481) | 173.282
Dividendi incassati |  | 961 | 1.150
Proventi finanziari incassati |  | 13.646 | 6.437
Oneri finanziari pagati |  | (107.364) | (180.823)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati |  | (27.836) | (263.899)
Flusso di cassa netto da attività operativa |  | 1.098.715 | 1.625.063
di cui verso parti correlate | (36) | 805.594 | 1.011.817
Investimenti: |  |  |
- Immobili, impianti e macchinari |  | (33.489) | (43.027)
- Attività immateriali, al netto dei contributi pubblici ricevuti |  | (859.179) | (1.044.274)
- Aggregazioni aziendali, al netto delle disponibilità liquide acquisite |  | 51.231 | (2.062.801)
- Partecipazioni |  | (15.810) | (4.835)
- Variazione crediti finanziari strumentali all'attività operativa |  | (16.589) | (3.782)
- Variazione crediti finanziari non strumentali all'attività operativa |  | - | (45)
- Variazione debiti relativi all’attività di investimento |  | 36.967 | (15.406)
Disinvestimenti: |  |  |
- Beni disponibili per la vendita |  |  | 3.016
- Immobili, impianti e macchinari |  | 3.323 | 2.083
- Attività immateriali |  | 11.158 | 75
- Partecipazioni |  | 2.256 | -
- Titoli |  | 10.998 | -
Flusso di cassa netto da attività di investimento |  | (809.134) | (3.168.996)
Assunzione di debiti finanziari non correnti |  | 1.167.540 | 2.407.712
Rimborso di debiti finanziari non correnti |  | (982.774) | (1.324.539)
Incremento netto di debiti finanziari correnti |  | 11.672 | (15.363)
Apporti di capitale da terzi |  | - | 999.378
Variazione crediti finanziari non strumentali all’attività operativa |  | 656 | 1.439
Dividendi distribuiti |  | (299.837) | (348.718)
Rimborso di debiti finanziari per leasing |  | (34.139) | (46.705)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento |  | (136.882) | 1.673.204
di cui verso parti correlate | (36) | 31.263 | (5.526)
Flusso di cassa netto dell’esercizio |  | 152.699 | 129.271
Disponibilità liquide ed equivalenti all'inizio dell’esercizio | (7) | 249.963 | 402.662
Disponibilità liquide ed equivalenti alla fine dell’esercizio | (7) | 402.662 | 531.933

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – S CHEMI DI BILANCIO
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Note al bilancio consolidato
Informazioni societarie
Il Gruppo Italgas, costituito dalla capogruppo Italgas S.p.A. e dalle società da essa controllate (congiuntamente “Italgas”, “Gruppo Italgas” o “gruppo”), opera nell’attività regolata della distribuzione del gas naturale, del servizio idrico e dell’efficienza energetica.
Italgas S.p.A. è una società per azioni organizzata secondo l’ordinamento della Repubblica Italiana , quotata presso la Borsa di Milano e domiciliata in Milano, in via Carlo Bo n. 11.
CDP S.p.A. esercita il controllo di fatto di Italgas S.p.A. ai sensi del principio contabile IFRS 10 “Bilancio consolidato”.
Al 31 dicembre 2025, CDP S.p.A. detiene direttamente, per il tramite di CDP Reti S.p.A. 147 , il 25,9% del capitale sociale di Italgas S.p.A e indirettamente, per il tramite di Snam S.p.A., il 3,57%.
La capogruppo Italgas S.p.A. non è soggetta ad attività di direzione e coordinamento. Italgas S.p.A. esercita attività di direzione e coordinamento nei confronti delle sue controllate ex art. 2497 e ss. del Codice civile.
1) Criteri di redazione
Il Bilancio consolidato è redatto secondo gli IFRS Accounting Standards (”IFRS”) emanati dall’International Accounting Standards Board (”IASB”) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell’art. 9 del D. Lgs. 38/2005. Gli IFRS includono anche gli International Accounting Standards (”IAS”) nonché i documenti interpretativi tuttora in vigore emessi dall’IFRS Interpretation Committee (”IFRS IC”), inclusi quelli precedentemente emessi dall’International Financial Reporting Interpretations Committee (”IFRIC”) e, ancor prima, dallo Standing Interpretations Committee (”SIC”).
Nel Bilancio consolidato 2025 sono applicati i medesimi principi di consolidamento e criteri di valutazione del precedente esercizio, fatta eccezione per i principi contabili internazionali entrati in vigore dal 1° gennaio 2025, illustrati nella successiva sezione “Principi contabili e interpretazioni applicabili dall’esercizio 2025” di detta relazione.
Il Bilancio consolidato è redatto nella prospettiva della continuità aziendale, nonché applicando il metodo del costo storico, tenendo conto, ove appropriato, delle rettifiche di valore, con l’eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione.
Il Bilancio consolidato al 31 dicembre 2025, è stato approvato e autorizzato alla pubblicazione dal Consiglio di Amministrazione di Italgas S.p.A. nella riunione del 3 marzo 2026. Il Bilancio Consolidato di Italgas S.p.A. al 31 dicembre 2025 è sottoposto alla revisione contabile da parte di Deloitte & Touche S.p.A.
Il Bilancio consolidato adotta l’euro quale valuta di presentazione. I valori delle voci di bilancio e delle relative note, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi, salvo diversa indicazione, in migliaia di euro .
Alcune informazioni contenute nelle note al bilancio consolidato quando estratte dal formato XHTML in un’istanza XBRL, a causa di taluni limiti tecnici potrebbero non essere riprodotte in maniera identica rispetto alle corrispondenti informazioni visualizzabili nel bilancio consolidato in formato XHTML.
Principi contabili, emendamenti e interpretazioni emessi dallo IASB (International Accounting Standards Board), omologati dalla Unione Europea (EU) ed entrati in vigore dal 1 gennaio 2025
Dal 1° gennaio 2025 è entrato in vigore nell’Unione Europea l’emendamento “Amendments to IAS 21 – Lack of Exchangeability”, pubblicato dallo IASB il 15 agosto 2023. L’emendamento introduce criteri coerenti per valutare la convertibilità di una valuta e, in assenza di convertibilità, per determinare il tasso di cambio da
147 Società posseduta al 59,10% da CDP S.p.A.
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applicare e le informazioni da fornire in nota integrativa. L’adozione di tale emendamento non ha comportato effetti sul bilancio consolidato del Gruppo.
PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS ACCOUNTING STANDARS OMOLOGATI DALL’UNIONE EUROPEA, NON ANCORA OBBLIGATORIAMENTE APPLICABILI E NON ADOTTATI IN VIA ANTICIPATA DAL GRUPPO AL 31 DICEMBRE 2025
Alla data del documento, i seguenti provvedimenti risultano omologati dall’UE, ma non ancora obbligatoriamente applicabili e non adottati anticipatamente dal Gruppo.
Emendamenti a IFRS 9 e IFRS 7 – Classificazione e misurazione degli strumenti finanziari (30 maggio 2024). Gli emendamenti chiariscono aspetti emersi dalla post-implementation review dell’IFRS 9, con particolare attenzione: (i) alla classificazione delle attività finanziarie con rendimenti legati a obiettivi ESG e ai criteri per il superamento del test SPPI; (ii) alla data di estinzione delle passività regolate tramite sistemi di pagamento elettronici, con possibilità di anticipare la derecognition in presenza di specifiche condizioni; (iii) all’introduzione di nuovi requisiti informativi, in particolare per gli investimenti in strumenti di capitale designati a FVOCI.
Emendamenti su contratti di elettricità dipendente dalla natura – IFRS 9 e IFRS 7 (18 dicembre 2024). Gli emendamenti affrontano la contabilizzazione dei contratti di acquisto di energia rinnovabile (Power Purchase Agreements), caratterizzati da quantità variabili dipendenti da fattori naturali. In particolare: (i) chiariscono l’applicazione del requisito di “own use”; (ii) definiscono criteri per la qualificazione come strumenti di copertura; (iii) introducono nuove informative sugli effetti finanziari e sui flussi di cassa.
Annual Improvements – Volume 11 (18 luglio 2024). Il documento introduce chiarimenti, semplificazioni e correzioni per migliorare la coerenza applicativa degli IFRS, interessando IFRS 1; IFRS 7; IFRS 9; IFRS 10; IAS 7.
IFRS 18 – Presentation and Disclosure in Financial Statements (9 aprile 2024, omologato dalla Commissione Europea tramite il Regolamento (UE) 2026/338 del 13 febbraio 2026) . Il nuovo principio sostituirà lo IAS 1 e mira a migliorare la presentazione del bilancio, in particolare del conto economico, introducendo: (i) tre nuove sezioni (operativa, investimenti, finanziaria); (ii) nuovi subtotali obbligatori (risultato operativo ed EBIT); (iii) maggiori informazioni sugli indicatori di performance del management; (iv) nuovi criteri di aggregazione e disaggregazione; (v) modifiche al rendiconto finanziario, inclusa l’eliminazione di alcune opzioni di classificazione. Entrata in vigore dal 1° gennaio 2027, con applicazione anticipata consentita.
Al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti dell’introduzione dei nuovi principi.
PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS ACCOUNTING STANDARDS NON ANCORA OMOLOGATI DALL’UNIONE EUROPEA
Alla datadi riferimento, i seguenti principi non sono ancora omologati dall’UE.
IFRS 19 – Subsidiaries without Public Accountability: Disclosures (9 maggio 2024, emendato il 21 agosto 2025) . Il principio introduce semplificazioni informative per le società controllate che: (i) non hanno strumenti quotati; (ii) appartengono a gruppi che redigono il bilancio consolidato IFRS.
Entrata in vigore dal 1° gennaio 2027.
IFRS 14 – Regulatory Deferral Accounts (30 gennaio 2014) . Il principio consente esclusivamente ai first- time adopters IFRS di continuare a rilevare le attività e passività regolatorie secondo i precedenti principi contabili.
Al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti dell’introduzione dei nuovi principi.
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Altre novità IFRS
Tassonomia contabile IFRS 2025
Il 27 marzo 2025 la IFRS Foundation ha pubblicato la IFRS Accounting Taxonomy 2025, che aggiorna la rendicontazione digitale includendo: (i) i nuovi requisiti di IFRS 18; (ii) le modifiche su contratti di elettricità dipendente dalla natura; (iii) gli emendamenti a IFRS 9, IFRS 7 e gli Annual Improvements.
Al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti dell’introduzione dei nuovi principi.
2) Schemi di bilancio
Gli schemi di bilancio adottati nella redazione del bilancio sono coerenti con le disposizioni riportate dallo IAS 1 - “Presentazione del Bilancio” (nel seguito IAS 1). In particolare:
• le voci dello schema della Situazione patrimoniale - finanziaria consolidata sono classificate distinguendo attività e passività secondo il criterio “corrente / non corrente 148 ”;
• il Prospetto di conto economico consolidato è stato predisposto classificando i costi per natura, in quanto tale forma di presentazione è ritenuta più idonea per rappresentare la realtà operativa del Gruppo, ed è in linea con la prassi consolidata delle aziende operanti nei mercati internazionali;
• il Prospetto dell’utile complessivo indica il risultato economico integrato dei proventi e oneri che per espressa previsione degli IFRS sono rilevati direttamente a patrimonio netto;
• il Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto presenta i proventi (oneri) complessivi dell’esercizio, le operazioni con gli Azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto;
• lo schema di Rendiconto finanziario è definito secondo il metodo “indiretto”, rettificando l’utile di esercizio delle componenti di natura non monetaria.
Si ritiene che tali schemi rappresentino adeguatamente la situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
In relazione alla Delibera n. 15519 del 28 luglio 2006 CONSOB, nei prospetti di bilancio sono evidenziati separatamente i saldi delle posizioni creditorie/debitorie e delle transazioni con parti correlate, ulteriormente descritti nella nota “Rapporti con parti correlate”.
3) Principi di consolidamento
Il bilancio consolidato comprende il bilancio di Italgas S.p.A. e delle imprese sulle quali la Società ha il diritto di esercitare, direttamente o indirettamente, il controllo, così come definito dall’IFRS 10 - “Bilancio Consolidato”. In particolare, il controllo esiste quando l’entità controllante contemporaneamente:
• detiene il potere decisionale sull’entità partecipata;
• ha il diritto a partecipare o è esposta ai risultati (positivi e negativi) variabili dalla partecipata;
• ha la capacità di esercitare il potere sulla partecipata in modo da incidere sull’ammontare dei propri ritorni economici.
L’evidenza del controllo deve essere oggetto di verifica continuativa da parte della Società. Il Gruppo rivaluta se controlla o meno una partecipata, qualora i fatti e le circostanze indichino l'esistenza di cambiamenti in uno o più dei tre elementi di controllo sopra elencati.
Le imprese controllate, le imprese sottoposte a controllato congiunto, le imprese collegate nonché le altre partecipazioni rilevanti sono distintamente indicate nell’Allegato “Imprese e partecipazioni di Italgas S.p.A. al 31 dicembre 2025” che è parte integrante delle presenti note.
Tutti i bilanci delle Società incluse nell’area di consolidamento chiudono l’esercizio alla data del 31 dicembre e sono espressi con valuta funzionale in euro.
Imprese incluse nell’area di consolidamento
Le imprese controllate sono consolidate integralmente linea per linea (metodo dell’integrazione globale) dalla data in cui la Società ne assume il controllo (diretto o indiretto) e sono deconsolidate a partire dalla data in cui la Società cessa di avere il controllo. In caso di perdita del controllo, il Gruppo elimina le attività (compreso l'avviamento) e le passività della controllata, le eventuali partecipazioni di terzi e le altre componenti di Patrimonio netto relative alla controllata e rileva il fair value di qualsiasi corrispettivo ricevuto a fronte
148 Le attività e le passività sono classificate come correnti se: (i) la loro realizzazione/estinzione è prevista nel normale ciclo operativo aziendale o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell’esercizio; (ii) sono costituite da disponibilità liquide o disponibilità liquide equivalenti che non presentano vincoli tali da limitarne l’utilizzo nei dodici mesi successivi alla data di chiusura dell’esercizio; (iii) sono detenute principalmente con finalità di trading; (iv) con riferimento alle passività, la società non ha un diritto incondizionato a differire il regolamento della stessa per almeno dodici mesi dalla data di chiusura dell’esercizio.
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dell'operazione realizzata. Qualsiasi partecipazione mantenuta nella società controllata in precedenza viene valutata al fair value alla data della perdita del controllo.
Le quote del patrimonio netto e dell’utile o perdita di competenza delle interessenze di terzi sono iscritte separatamente in apposite voci del Patrimonio netto, del Conto economico e del Prospetto dell’utile complessivo.
Le variazioni delle quote partecipative detenute (direttamente o indirettamente) dalla Società in entità controllate, le quali non determinano la modifica della qualificazione della partecipazione quale entità controllata, sono rilevate come transazioni di patrimonio netto. Il valore contabile del patrimonio netto di spettanza dei soci della controllante e delle interessenze di pertinenza dei terzi è rettificato al fine di riflettere la variazione della quota partecipativa. La differenza tra il valore contabile delle interessenze di terzi e il fair value del corrispettivo corrisposto o ricevuto è rilevato direttamente nel patrimonio netto di competenza dei soci della controllante.
Differentemente la cessione di quote che comportano la perdita del controllo determina la rilevazione a conto economico: (i) dell’eventuale plusvalenza/minusvalenza calcolata come differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione di patrimonio netto ceduta; (ii) dell’effetto della rivalutazione dell’eventuale partecipazione residua mantenuta per allinearla al relativo fair value; (iii) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo relativi alla ex entità controllata per i quali sia previsto il reversal a conto economico. Il fair value alla data di perdita del controllo dell’eventuale partecipazione mantenuta, rappresenta il nuovo valore di iscrizione della partecipazione e, pertanto, il valore di riferimento per la successiva valutazione della partecipazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
Tutti i rapporti patrimoniali ed economici ed eventuali margini non realizzati su transazioni intercompany, sono elisi nella preparazione del bilancio consolidato.
Partecipazioni in entità collegate e partecipazioni in joint venture
Un’entità collegata è una partecipata in cui il Gruppo detiene un’influenza notevole, ovvero il potere di partecipare alla determinazione delle politiche finanziarie e gestionali della partecipata, senza averne tuttavia il controllo o il controllo congiunto 149 . Si presume che la partecipante abbia un’influenza notevole (a meno che non possa essere dimostrato il contrario) se essa possiede, direttamente o indirettamente tramite società controllate, almeno il 20% dei diritti di voto esercitabili .
Una joint venture è un joint arrangement nel quale le parti che detengono il controllo congiunto hanno diritti sulle attività nette dell’accordo e, quindi, hanno un’interessenza sul veicolo societario controllato congiuntamente.
I risultati economici e le attività e passività delle imprese collegate e delle joint venture sono rilevati, nel bilancio consolidato, utilizzando il metodo del Patrimonio netto, a partire dalla data in cui il Gruppo detiene rispettivamente un’influenza notevole o il controllo congiunto, ad eccezione dei casi in cui siano classificate come detenute per la vendita.
Il bilancio consolidato comprende la quota di pertinenza del Gruppo degli utili o delle perdite delle partecipate rilevate secondo il metodo del Patrimonio netto fino alla data in cui l’influenza notevole o il controllo congiunto cessano.
Aggregazioni aziendali
Le operazioni di aggregazione aziendale (cosiddette “ Business combination ”) sono rilevate applicando l’acquisition method, secondo quanto previsto dall’IFRS 3 - “Aggregazioni Aziendali”. Sulla base di tale principio, il corrispettivo trasferito in una business combination è determinato alla data di assunzione del controllo ed è pari al fair value delle attività trasferite, delle passività sostenute o assunte, nonché degli eventuali strumenti di capitale emessi dall’acquirente. I costi direttamente attribuibili all’operazione sono rilevati a conto economico al momento del relativo sostenimento.
149 Il controllo congiunto è la condivisione, su base contrattuale, del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando per le decisioni relative alle attività rilevanti è richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.
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L’avviamento (di seguito anche "goodwill") derivante dall’acquisizione del controllo di una partecipazione o di un ramo d’azienda rappresenta l’eccedenza tra il costo di acquisizione (inteso come somma dei corrispettivi trasferiti nell’aggregazione aziendale) rispetto al fair value di attività, passività e passività potenziali identificabili dell’entità acquisita alla data di acquisizione. L’eventuale differenza residua rispetto al costo di acquisto o di conferimento, se negativa, è rilevata a conto economico come bargain purchase gain.
Eventuali rettifiche dell’avviamento possono essere rilevate nel periodo di misurazione (che non può superare un anno dalla data di acquisizione) per effetto o di variazioni successive del fair value dei corrispettivi sottoposti a condizione o della determinazione del fair value di attività e passività acquisite, se rilevate solo
provvisoriamente alla data di acquisizione e qualora tali variazioni siano determinate come rettifiche sulla base di maggiori informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data dell’aggregazione.
In caso di acquisto di quote di controllo non totalitarie, l’avviamento e corrispondentemente la quota di interessenza di pertinenza dei terzi può essere determinato alla data di acquisizione sia rispetto alla percentuale di controllo acquisita (cosiddetto “Partial goodwill method”) sia valutando al fair value le quote del patrimonio netto di terzi (cosiddetto “Full goodwill method”). La scelta del metodo di determinazione del goodwill (“Partial goodwill method” o “Full goodwill method”) è operata in maniera selettiva per ciascuna operazione di business combination.
Nel caso di assunzione del controllo in fasi successive, il costo di acquisto è determinato sommando il fair value della partecipazione precedentemente detenuta nell’acquisita e l’ammontare corrisposto per l’ulteriore quota partecipativa. La differenza tra il fair value della partecipazione precedentemente detenuta, rideterminato al momento dell’acquisizione del controllo, ed il relativo valore di iscrizione è imputata a conto economico. In sede di assunzione del controllo eventuali componenti precedentemente rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo sono imputati a conto economico ovvero in un’altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il reversal a conto economico.
Aggregazioni aziendali che coinvolgono entità sotto comune controllo
Le operazioni di aggregazione che coinvolgono imprese che sono, in definitiva, controllate da una medesima società o dalle medesime società sia prima, sia dopo l’operazione di aggregazione, e tale controllo non è transitorio, sono qualificate come "Business Combinations of entities under common control". Tali operazioni sono escluse dall’ambito di applicazione dell’IFRS 3, e non sono disciplinate da altri IFRS. In assenza di un principio contabile di riferimento, la selezione del principio contabile per le operazioni in esame, relativamente alle quali non sia comprovabile una significativa influenza sui flussi di cassa futuri, è guidata dal principio di prudenza che porta ad applicare il criterio della continuità di valori delle attività nette acquisite. Le attività sono rilevate ai valori di libro che risultavano dalla contabilità delle società oggetto di acquisizione prima dell’operazione o, se disponibili, ai valori risultanti dal bilancio consolidato della controllante comune. Con riferimento ai conferimenti di business under common control, l’entità conferitaria deve rilevare il business trasferito al suo valore contabile storico incrementando di pari importo il proprio patrimonio netto; l’entità conferente rileverà simmetricamente la partecipazione nell’entità conferitaria per un importo pari all’incremento del patrimonio netto di quest’ultima.
Tale trattamento contabile si basa negli Orientamenti Preliminari in tema di IFRS (OPI n.1 Revised) - “Trattamento contabile delle Business combinations of entities under common control nel bilancio di esercizio e nel bilancio consolidato”, emesso da Assirevi nel mese di ottobre 2016.
4) Criteri di valutazione
Di seguito sono illustrati i criteri di valutazione e i principi contabili più significativi adottati per la redazione del bilancio consolidato.
Immobili, impianti e macchinari
Gli immobili, impianti e macchinari sono rilevati al costo di acquisto o di produzione comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività pronte all’uso.
Non è ammesso effettuare rivalutazioni delle attività materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche.
I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione aventi natura incrementativa del valore degli immobili, impianti e macchinari sono rilevati all’attivo patrimoniale quando è probabile che incrementino i benefici economici futuri attesi. I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono
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imputati all’attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione è imputato a conto economico. Le spese di manutenzione e riparazione ordinarie sono imputate a conto economico nell’esercizio in cui sono sostenute.
In presenza di indicatori di perdita di valore, il valore contabile degli immobili, impianti e macchinari è sottoposto a verifica per rilevarne eventuali riduzioni di valore (si rimanda al paragrafo “Riduzione di valore di immobili, impianti e macchinari e attività immateriali a vita utile definita” per ulteriori dettagli).
Diritti d’uso
Un contratto è, o contiene, un leasing se attribuisce ad un’entità il diritto di controllare l’utilizzo di un bene identificato per un determinato periodo di tempo in cambio di un corrispettivo.
Per i leasing aventi durata superiore a 12 mesi, viene rilevata in bilancio, alla data di decorrenza, ossia quando il bene è reso disponibile per l’uso, (i) un’attività, all’interno della voce “Immobili, impianti e macchinari”, rappresentativa del diritto d’uso del bene e (ii) una passività finanziaria rappresentativa dell’obbligazione a effettuare i pagamenti previsti dal contratto.
Il costo dell'attività consistente nel diritto di utilizzo comprende:
a) l'importo della valutazione iniziale della passività del leasing;
b) i pagamenti dovuti per il leasing effettuati alla data o prima della data di decorrenza al netto degli incentivi al leasing ricevuti;
c) i costi iniziali diretti sostenuti;
d) i costi per lo smantellamento e il ripristino del sito.
Le passività del leasing comprendono i seguenti pagamenti per il diritto di utilizzo dell'attività sottostante lungo la durata del leasing non versati alla data di decorrenza:
a) i pagamenti fissi al netto di eventuali incentivi al leasing da ricevere;
b) i pagamenti variabili dovuti per il leasing che dipendono da un indice o un tasso;
c) gli importi da pagare a titolo di garanzie del valore residuo;
d) il prezzo di esercizio dell'opzione di acquisto laddove vi è la ragionevole certezza di esercitare l'opzione;
e) i pagamenti di penalità di risoluzione del leasing laddove è prevista la risoluzione del leasing.
Il tasso di attualizzazione utilizzato è il tasso di interesse implicito del leasing per la durata del leasing. Qualora tale tasso non fosse facilmente determinabile viene utilizzato un tasso di sconto pari al tasso di finanziamento marginale del gruppo tenuto conto della periodicità e della durata dei pagamenti previsti dal contratto di leasing.
Successivamente alla rilevazione iniziale, il Diritto d’uso è ammortizzato in modo sistematico in ogni esercizio al minore tra la durata contrattuale e la vita utile residua del bene sottostante. L’inizio dell’ammortamento rileva alla data di decorrenza del leasing. Nel caso in cui, indipendentemente dall’ammortamento già contabilizzato, risulti una perdita di valore determinata secondo i criteri descritti nel principio riduzione di valore delle attività non finanziarie non correnti, l’attività viene corrispondentemente svalutata.
La durata del leasing è calcolata considerando il periodo “non cancellabile”, unitamente ai periodi coperti da un’opzione di estensione o chiusura anticipata, il cui esercizio è ritenuto ragionevolmente certo utilizzando le informazioni disponibili alla data di inception. Nel caso in cui si verifichino cambiamenti significativi nei fatti e nelle circostanze sotto il controllo del Gruppo, idonei a modificare la valutazione della ragionevole certezza dell’esercizio delle opzioni il Gruppo rideterminerà la durata del leasing.
Come consentito dall’IFRS 16, il Gruppo si è avvalso delle esenzioni in merito ai leasing di breve termine, ovvero aventi durata inferiore a 12 mesi, ed in merito ai leasing afferenti ad attività di modesto valore.
Ammortamento di immobili, impianti e macchinari
Gli immobili, impianti e macchinari sono ammortizzati sistematicamente a quote costanti lungo la loro vita utile, intesa come il periodo di tempo nel quale ci si attende che un’attività sia utilizzabile per l’entità. L’ammortamento decorre dal momento in cui il cespite risulta disponibile e pronto per l’uso,
Il valore oggetto di ammortamento è rappresentato dal valore di iscrizione, ridotto del presumibile valore netto di realizzo al termine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile.
Di seguito sono riportate le aliquote di ammortamento annue utilizzate per l’esercizio in esame invariate rispetto all’esercizio comparativo:

| Aliquota economico tecnica (%) annua
Terreni e fabbricati |
- Fabbricati industriali | 2%
- Fabbricati civili | 3%
Impianti e macchinari |
- Altri impianti e macchinari | 4% - 8,3%
Attrezzature industriali e commerciali |
- Mobili e macchine d’ufficio | 10% - 33,3%
- Veicoli da trasporto | 20% - 25%
Diritti d'uso | durata del contratto di leasing

Quando un elemento ricompreso nella categoria “Immobili, impianti e macchinari” è costituito da più componenti significative aventi vite utili differenti, l’ammortamento è effettuato in relazione a ciascuna componente (“component approach”).
Non sono oggetto di ammortamento i terreni, anche se acquistati congiuntamente a un fabbricato, le immobilizzazioni in corso e acconti, nonché le attività materiali destinate alla vendita (per maggiori dettagli si faccia riferimento a quanto esposto nel paragrafo “Attività destinate alla vendita”).
Le aliquote di ammortamento sono riviste su base annua e sono oggetto di modifica ove non rappresentino in modo adeguato i benefici futuri attesi. Eventuali modifiche al piano di ammortamento, derivanti dalla revisione della vita utile dell’attività, dal suo valore residuo ovvero dalle modalità di ottenimento dei benefici economici dell’attività sono rilevate prospetticamente.
I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati nel periodo di durata della concessione o della vita utile del bene, se minore.
Attività immateriali
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Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica, sono identificabili, controllate dall’impresa e in grado di produrre benefici economici futuri, nonché l’avviamento, quando acquisito a titolo oneroso. Le attività immateriali sono rilevate al costo di acquisto o di produzione interna, quando è probabile che dal loro utilizzo vengano generati benefici economici futuri e il relativo costo può essere attendibilmente determinato.
Non è ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche.
I costi di sviluppo sono rilevati come attività immateriale solo quando il Gruppo può dimostrare la fattibilità tecnica di completamento dell’attività immateriale, nonché di avere la capacità, l’intenzione e la disponibilità di risorse per completare l’attività per utilizzarla o venderla. I costi di ricerca sono rilevati a Conto economico.
Le immobilizzazioni immateriali a durata definita sono valutate al costo al netto degli ammortamenti e delle perdite di valore accumulate.
L’avviamento e le altre attività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento, ma vengono testati con cadenza almeno annuale, secondo quanto previsto dal principio IAS 36, al fine di verificare la presenza di perdite di valore da riflettere in bilancio.
Le attività immateriali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro utilizzo; il relativo utile o perdita è rilevato a conto economico nell’esercizio.
Accordi per servizi in concessione
Le attività immateriali includono le attività relative agli accordi per servizi in concessione tra settore pubblico e privato (“Service concession arrangements”) relativi allo sviluppo, finanziamento, gestione e manutenzione di infrastrutture in regime di concessione in cui il concedente: (i) controlla o regolamenta i servizi forniti dall’operatore tramite l’infrastruttura e il relativo prezzo da applicare; (ii) controlla, attraverso la proprietà, la titolarità di benefici o in altro modo, qualsiasi interessenza residua significativa nell’infrastruttura al termine della concessione. Le disposizioni contabili relative agli accordi per servizi in concessione risultano applicabili per il Gruppo Italgas nell’ambito del servizio pubblico di distribuzione e misura di gas naturale e altri gas e del servizio idrico, ovvero agli accordi nell’ambito dei quali l’operatore si impegna a fornire il servizio pubblico di distribuzione e misura del gas naturale o il servizio pubblico di trasporto e distribuzione dell’acqua alla tariffa stabilita in Italia dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), e in Grecia dalla Regulatory Authority for Energy Waste and Water (RAEWW o ΡΑAEY e ciascuna separatamente oppure congiuntamente “Autorità“),detenendo il diritto di utilizzo dell’infrastruttura, controllata dal concedente, al fine di erogare il servizio pubblico.
Il Gruppo applica il modello dell’attività immateriale, come previsto dall’IFRIC 12, per la contabilizzazione degli accordi per servizi in concessione. L’attività immateriale viene contabilizzata al costo sia in sede di rilevazione iniziale sia per quanto riguarda la rilevazione successiva. Le attività di costruzione e miglioria della rete e gli altri servizi sono rilevati e valutati applicando l’IFRS 15.
Ammortamento di attività immateriali
Le attività immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile, intesa come il periodo di tempo nel quale ci si attende che un’attività sia utilizzabile per l’entità. L’ammortamento decorre dal momento in cui l’immobilizzazione è pronta per l’utilizzo.
Il valore oggetto di ammortamento è rappresentato dal valore di iscrizione, ridotto del presumibile valore netto di realizzo al termine della sua vita utile se significativo e ragionevolmente determinabile.
Di seguito sono riportate le aliquote di ammortamento annue utilizzate per l’esercizio in esame, invariate rispetto all’esercizio comparativo:

| Aliquota economico tecnica (%) annua
Diritti di brevetto e di utilizzazione delle opere dell’ingegno | 20% - 33,3%
Oneri per l’affidamento in concessione | In funzione della durata della concessione
Terreni e fabbricati (in concessione) |
- Fabbricati industriali | 1,67% - 5%
- Costruzioni leggere | 9% - 10%
Impianti e macchinari (in concessione) |
- Reti | 1,67% - 5%
- Impianti principali e secondari | 4% - 6%
- Impianti di derivazione | 2% - 10%

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Attrezzature industriali e commerciali (in concessione) |
- Apparecchi di misura e controllo | 6,7% - 20%

Contributi
I contributi in conto capitale concessi da enti pubblici sono rilevati quando esiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli organi governativi concedenti per il loro ottenimento e sono rilevati a riduzione del prezzo di acquisto, di conferimento o del costo di produzione delle attività cui si riferiscono.
I contributi in conto esercizio sono rilevati a conto economico per competenza, coerentemente con il sostenimento dei costi cui sono correlati.
Riduzione di valore delle attività non finanziarie non correnti
Riduzione di valore di immobili, impianti e macchinari e attività immateriali a vita utile definita
Con cadenza almeno annuale, gli immobili, impianti e macchinari e le attività immateriali a vita utile definita sono analizzate al fine di verificare l’esistenza di indicatori interni ed esterni di un’eventuale riduzione del loro valore.
In presenza di tali indicatori, la loro recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value , al netto degli oneri di dismissione (si veda il punto "Valutazioni al fair value") e il valore d'uso.
La valutazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che, tramite il proprio utilizzo continuativo genera flussi di cassa in entrata largamente indipendenti da quelli di altre attività o gruppi di attività (Cash Generating Unit - CGU).
Le CGU identificate dal Gruppo sono le seguenti: Distribuzione e misura gas naturale e altri gas (attività regolata), Distribuzione e misura gas naturale all‘estero (attività regolata), Servizio idrico (attività regolata), Attività diverse (ESCo).
Il valore recuperabile delle attività non finanziarie non correnti che rientrano nell'ambito delle attività regolate, è determinato considerando: (i) l’ammontare quantificato dall’Autorità sulla base delle regole che definiscono le tariffe per la prestazione dei servizi cui sono destinati; (ii) l’eventuale valore che il Gruppo si aspetta di recuperare dalla cessione o al termine della concessione che regolamenta il servizio alla cui prestazione sono destinati; (iii) il valore dei flussi di cassa attesi derivanti dall'uso del bene e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della sua vita utile, al netto degli oneri di dismissione; tali flussi sono attualizzati ad un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività non riflesse nella stima dei flussi di cassa.
Analogamente a quanto accade per la quantificazione delle tariffe, anche la quantificazione del valore recuperabile delle attività rientranti nell'ambito delle attività regolate avviene sulla base delle previsioni normative vigenti.
Il valore d’uso delle attività non finanziarie non correnti che non rientrano nell'ambito delle attività regolate è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso del bene e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della sua vita utile, al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e documentabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche che si verificheranno nella residua vita utile del bene, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall'esterno. L'attualizzazione è effettuata utilizzando un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività non riflesse nella stima dei flussi di cassa.
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le attività sono ripristinate e la rettifica è imputata a conto economico come rivalutazione (ripristino di valore). Il ripristino di valore è effettuato al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente effettuate ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state rilevate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione.
Riduzione di valore dell’avviamento, delle attività immateriali a vita utile indefinita e delle attività immateriali in corso
La recuperabilità del valore di iscrizione dell'avviamento, delle attività immateriali a vita utile indefinita e delle attività immateriali in corso è verificata con cadenza almeno annuale e comunque quando si verificano eventi
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che fanno presupporre una riduzione del valore. Con riferimento all’avviamento, la verifica è effettuata a livello del più piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritorno dell'investimento, incluso lo stesso avviamento. Quando il valore di iscrizione della CGU comprensivo dell’avviamento ad essa attribuito è superiore al valore recuperabile, la differenza costituisce oggetto di svalutazione che viene attribuita in via prioritaria all’avviamento fino a concorrenza del suo ammontare; l'eventuale eccedenza della svalutazione rispetto all’avviamento è imputata pro - quota al valore di libro degli asset che costituiscono la CGU. Le svalutazioni dell’avviamento non sono oggetto di ripristino di valore.
Partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto
Le partecipazioni in joint venture e in imprese collegate sono contabilizzate con il metodo del patrimonio netto.
In applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni sono inizialmente iscritte al costo e successivamente adeguate per tener conto: (i) della quota di pertinenza della partecipante ai risultati economici della partecipata realizzati dopo la data di acquisizione; (ii) della quota di pertinenza delle altre componenti dell’utile complessivo della partecipata. I dividendi distribuiti dalla partecipata sono rilevati a riduzione del valore di iscrizione della partecipazione. Ai fini dell’applicazione del metodo del patrimonio netto, si considerano le rettifiche previste per il processo di consolidamento (si veda anche il punto “Principi di consolidamento”).
Nel caso di assunzione di un collegamento (controllo congiunto) in fasi successive, il costo della partecipazione viene misurato come sommatoria dei fair value delle interessenze precedentemente possedute e del fair value dei corrispettivi trasferiti alla data in cui la partecipazione si qualifica come collegata (o a controllo congiunto). L’effetto della rivalutazione del valore di iscrizione delle quote di partecipazione detenute antecedentemente all’assunzione del collegamento (o del controllo congiunto) viene rilevato a conto economico, inclusi eventuali componenti rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo. La cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del controllo congiunto o dell’influenza notevole sulla partecipata determina la rilevazione a conto economico: (i) dell’eventuale plusvalenza/minusvalenza calcolata come differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore di iscrizione ceduta; (ii) dell’effetto della rivalutazione dell’eventuale partecipazione residua mantenuta per allinearla al relativo fair value; (iii) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo relativi alla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico. Il valore dell’eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo congiunto o dell’influenza notevole, rappresenta il nuovo valore di iscrizione e pertanto il valore di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.
In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, la recuperabilità del valore di iscrizione è verificata confrontando il valore contabile con il relativo valore recuperabile determinato adottando i criteri indicati al punto “Riduzione di valore delle attività immobilizzate non finanziarie”.
Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate con imputazione dell’effetto a conto economico alla voce “Proventi (oneri) su partecipazioni”.
La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione, è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le sue perdite.
Partecipazioni minoritarie
Le attività finanziarie rappresentative di partecipazioni minoritarie, in quanto non possedute per finalità di trading, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico .
Rimanenze
Le rimanenze, inclusi i misuratori, sono iscritte al minore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di realizzo, rappresentato dall’ammontare che l’entità prevede di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell’attività.
Il costo delle rimanenze è determinato applicando il metodo del costo medio ponderato.
Il valore delle scorte obsolete e a lenta movimentazione è svalutato in relazione alla possibilità di utilizzo o di realizzo, mediante lo stanziamento di un apposito fondo obsolescenza.
Disponibilità liquide ed equivalenti
Le disponibilità liquide ed equivalenti includono i valori di cassa, i depositi incassabili a vista nonché le altre attività finanziarie a breve termine con una scadenza non superiore ai tre mesi dall’acquisto, prontamente convertibili in cassa e soggette a un irrilevante rischio di variazione del loro valore.
Le stesse sono iscritte al valore nominale, corrispondente al fair value.
Strumenti finanziari
Per strumenti finanziari si intende qualsiasi contratto che dia origine a un’attività finanziaria per un’entità e a una passività finanziaria o a uno strumento rappresentativo di capitale per la controparte; sono rilevati e valutati secondo lo IAS 32 e l’IFRS 9.
Attività finanziarie – strumenti di debito
In funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di business adottato per la relativa gestione, le attività finanziarie, che rappresentano strumenti di debito, sono classificate nelle seguenti tre categorie: (i) attività finanziarie valutate al costo ammortizzato; (ii) attività finanziarie valutate al fair value con imputazione degli effetti tra le altre componenti dell’utile complessivo (di seguito anche “OCI“); (iii) attività finanziarie valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico.
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La rilevazione iniziale avviene al fair value; per i crediti commerciali privi di una significativa componente finanziaria, il valore di rilevazione iniziale è rappresentato dal prezzo della transazione.
Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività finanziarie che generano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente di pagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortizzato se possedute con la finalità di incassarne i flussi di cassa contrattuali (cosiddetto business model hold to collect and sell ). Secondo il metodo del costo ammortizzato il valore di iscrizione iniziale è successivamente rettificato per tener conto dei rimborsi in quota capitale, delle eventuali svalutazioni e dell’ammortamento della differenza tra il valore di rimborso e il valore di iscrizione iniziale.
L’ammortamento è effettuato sulla base del tasso di interesse interno effettivo che rappresenta il tasso che rende uguali, al momento della rilevazione iniziale, il valore attuale dei flussi di cassa attesi e il valore di iscrizione iniziale.
I crediti e le altre attività finanziarie valutati al costo ammortizzato sono presentati nello stato patrimoniale al netto del relativo fondo svalutazione.
Le attività finanziarie rappresentative di strumenti di debito il cui modello di business prevede sia la possibilità di incassare i flussi di cassa contrattuali sia la possibilità di realizzare plusvalenze da cessione (cosiddetto business model hold to collect and sell ), sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a OCI (di seguito anche FVTOCI).
In tal caso sono rilevati a patrimonio netto, tra le altre componenti dell’utile complessivo, le variazioni di fair value dello strumento. L’ammontare cumulato delle variazioni di fair value, imputato nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell’utile complessivo, è oggetto di reversal a conto economico all’atto dell’eliminazione contabile dello strumento. Vengono rilevati a conto economico gli interessi attivi calcolati utilizzando il tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le svalutazioni.
Un’attività finanziaria rappresentativa di uno strumento di debito che non è valutata al costo ammortizzato o al FVTOCI è valutata al fair value con imputazione degli effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in tale categoria le attività finanziarie possedute con finalità di trading.
Quando l’acquisto o la vendita di attività finanziarie avviene secondo un contratto che prevede il regolamento dell’operazione e la consegna dell’attività entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzioni del mercato (es. acquisto di titoli su mercati regolamentati), l’operazione è rilevata alla data del regolamento.
Le attività finanziarie cedute sono eliminate dall’attivo patrimoniale quando i diritti contrattuali connessi all’ottenimento dei flussi di cassa associati allo strumento finanziario scadono, ovvero sono trasferiti a terzi .
Svalutazioni di attività finanziarie
La valutazione della recuperabilità delle attività finanziarie rappresentative di strumenti di debito non valutate al fair value con effetti a conto economico è effettuata sulla base del cosiddetto “Expected credit loss model”.
In particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sulla base del prodotto tra: (i) l’esposizione vantata verso la controparte al netto delle relative garanzie (cosiddetta “Exposure At Default”); (ii) la probabilità che la controparte non ottemperi alla propria obbligazione di pagamento (cosiddetta “Probability of Default”); (iii) la stima, in termini percentuale, della quantità di credito che non si riuscirà a recuperare in caso di default (cosiddetta “Loss Given Default”) definita, sulla base delle esperienze pregresse e delle possibili azioni di recupero esperibili (ad es. azioni stragiudiziali, contenziosi legali, ecc.).
Al riguardo, per la determinazione della probability of default delle controparti sono stati adottati i rating interni già utilizzati ai fini dell’affidamento.
Per la clientela retail, non caratterizzata da rating interni, la valutazione delle perdite attese è basata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove opportuno, i crediti in cluster appropriati ai quali applicare percentuali di svalutazione definite sulla base dell’esperienza di perdite pregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazioni previsionali in merito al rischio di credito della controparte o di cluster di controparti.
Passività finanziarie
Le passività finanziarie, diverse dagli strumenti derivati, inclusive dei debiti finanziari, dei debiti commerciali, degli altri debiti e delle altre passività sono iscritte inizialmente al fair value ridotto di eventuali costi connessi alla transazione; successivamente sono rilevate al costo ammortizzato utilizzando ai fini dell’attualizzazione il tasso di interesse effettivo, così come illustrato al punto precedente “Attività finanziarie”.
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Le passività finanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l’obbligazione specificata nel contratto è adempiuta, cancellata o scaduta .
Compensazione di attività e passività finanziarie
Le attività e passività finanziarie sono compensate nello stato patrimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione, correntemente esercitabile, e si ha l’intenzione di regolare il rapporto su base netta (ovvero di realizzare l’attività e contemporaneamente estinguere la passività).
Strumenti finanziari derivati e hedge accounting
Gli strumenti finanziari derivati, inclusi quelli impliciti ("Embedded derivative") sono misurati inizialmente al fair value coerentemente con quanto stabilito dall’IFRS 13 e dallo IFRS 9, e i costi di transazione attribuibili sono
rilevati a Conto economico nel momento in cui sono sostenuti. Dopo la rilevazione iniziale, gli strumenti finanziari sono rivalutati al fair value a ciascuna data di riferimento (per maggiori dettagli, si faccia riferimento a quanto esposto al paragrafo “Valutazione al fair value ”).
Nell’ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestione del rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura richiede: (i) la verifica dell’esistenza di una relazione economica tra l’oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da operare la compensazione delle relative variazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte; (ii) la definizione di un hedge ratio coerente con gli obiettivi di gestione del rischio, nell’ambito della strategia di risk management definita, operando, ove necessario, le appropriate azioni di ribilanciamento (rebalancing). Le modifiche degli obiettivi di risk management, il venir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni come di copertura ovvero l’attivazione di operazioni di ribilanciamento determinano l’interruzione prospettica, totale o parziale, della copertura.
Quando i derivati di copertura coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura ("fair value hedge", quale, a titolo meramente esemplificativo, la copertura della variabilità del fair value di attività/passività a tasso fisso), i derivati sono rilevati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere a conto economico le variazioni del fair value associate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio di valutazione applicabile generalmente alla tipologia di strumento.
Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura ("cash flow hedge", quale, a titolo meramente esemplificativo, la copertura della variabilità dei flussi di cassa di attività/passività per effetto delle oscillazioni dei tassi di interesse o dei tassi di cambio), le variazioni del fair value dei derivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto afferente le altre componenti dell’utile complessivo e successivamente imputate a conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall’operazione coperta. Nel caso di copertura di transazioni future che comportano l’iscrizione di un’attività o di una passività non finanziaria, le variazioni cumulate del fair value dei derivati di copertura, rilevate nel patrimonio netto, sono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell’attività/passività non finanziaria oggetto della copertura (cosiddetto " basis adjustment ").
Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condizioni per essere qualificati come di copertura, ivi incluse le eventuali componenti inefficaci degli strumenti derivati di copertura, sono rilevate nella voce di conto economico “Variazione fair value strumenti finanziari derivati ”.
I derivati impliciti, incorporati all’interno di attività finanziarie, non sono oggetto di separazione contabile; in tali fattispecie, l’intero strumento ibrido è classificato in base ai criteri generali di classificazione delle attività finanziarie. I derivati impliciti incorporati all’interno di passività finanziarie e/o attività non finanziarie sono separati dal contratto principale e rilevati separatamente se lo strumento implicito: (i) soddisfa la definizione di derivato; (ii) nel suo complesso non è valutato al fair value con imputazione degli effetti a conto economico (FVTPL); (iii) se le caratteristiche e i rischi del derivato non sono strettamente collegati a quelli del contratto principale. La verifica dell’esistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare separatamente è effettuata al momento in cui l’impresa entra a far parte del contratto e, successivamente, in presenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino significative variazioni dei flussi di cassa generati dallo stesso .
Valutazione al fair value
Il fair value è il corrispettivo che può essere ricevuto per la cessione di un’attività o che può essere pagato per il trasferimento di una passività in una regolare transazione tra operatori di mercato alla data di valutazione (i.e. exit price).
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Il fair value di un’attività o passività è determinato adottando le valutazioni che gli operatori di mercato utilizzerebbero nella determinazione del prezzo dell’attività o della passività. La valutazione del fair value suppone, inoltre, che l’attività o la passività sia scambiata nel mercato principale o, in assenza dello stesso, nel più vantaggioso a cui l’impresa ha accesso.
La determinazione del fair value di un’attività non finanziaria è effettuata considerando la capacità degli operatori di mercato di generare benefici economici impiegando tale attività nel suo massimo e migliore utilizzo (cosiddetto “ Highest and best use ”), o vendendola ad un altro partecipante al mercato in grado di utilizzarla massimizzandone il valore. La determinazione del massimo e migliore utilizzo dell’asset è effettuata dal punto di vista degli operatori di mercato anche nell’ipotesi in cui l’impresa intenda effettuarne un utilizzo differente; si presume che l’utilizzo corrente da parte della società di un’attività non finanziaria sia il massimo e migliore utilizzo della stessa, a meno che il mercato o altri fattori non suggeriscano che un differente utilizzo da parte degli operatori di mercato sia in grado di massimizzarne il valore.
La valutazione del fair value di una passività, sia finanziaria sia non finanziaria, o di uno strumento di capitale, tiene conto del prezzo quotato per il trasferimento di una passività o uno strumento di capitale identici o similari; se tale prezzo quotato non è disponibile, si considera la valutazione della corrispondente attività posseduta da un operatore di mercato alla data della valutazione. Il fair value degli strumenti finanziari è determinato considerando il rischio di credito della controparte di un’attività finanziaria (cosiddetto “ Credit Valuation Adjustment” - CVA) e il rischio di inadempimento, da parte dell’entità stessa, con riferimento ad una passività finanziaria (cosiddetto “ Debit Valuation Adjustment ” - DVA).
Nella determinazione del fair value, è definita una gerarchia di criteri basata sull’origine, la tipologia e la qualità delle informazioni utilizzate nel calcolo. Tale classificazione ha l’obiettivo di stabilire una gerarchia in termini di affidabilità del fair value, dando la precedenza all’utilizzo di parametri osservabili sul mercato che riflettono le assunzioni che i partecipanti al mercato utilizzerebbero nella valutazione dell’attività/passività. La gerarchia del fair value prevede i seguenti livelli:
• livello 1: input rappresentati da prezzi quotati (non modificati) in mercati attivi per attività o passività identiche alle quali si può accedere alla data di valutazione;
• livello 2: input, diversi dai prezzi quotati inclusi nel Livello 1, che sono osservabili, direttamente o indirettamente, per le attività o passività da valutare;
• livello 3: input non osservabili per l’attività o la passività.
In assenza di quotazioni di mercato disponibili, il fair value è determinato utilizzando tecniche di valutazione, adeguate alle singole fattispecie, che massimizzino l’uso di input osservabili rilevanti, riducendo al minimo l’utilizzo di input non osservabili.
Attività destinate alla vendita
Le attività non correnti e le attività correnti e non correnti dei gruppi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se il relativo valore di iscrizione sarà recuperato principalmente attraverso la vendita piuttosto che attraverso l’uso continuativo. Questa condizione si considera rispettata quando la vendita è altamente probabile e l’attività o il gruppo in dismissione è disponibile per una vendita immediata nelle sue attuali condizioni. In presenza di un programma di vendita di una controllata che comporta la perdita del controllo, tutte le attività e passività di tale partecipata sono classificate come destinate alla vendita, a prescindere dal fatto che, dopo la cessione, si mantenga o meno una quota di partecipazione non di controllo. La verifica del rispetto delle condizioni previste per la classificazione di un item come destinato alla vendita comporta che la Direzione Aziendale effettui valutazioni soggettive formulando ipotesi ragionevoli e realistiche sulla base delle informazioni disponibili.
Le attività destinate alla vendita, le attività correnti e non correnti afferenti a gruppi in dismissione e le passività direttamente associabili sono rilevate nella situazione patrimoniale - finanziaria separatamente dalle altre attività e passività dell’impresa.
Immediatamente prima della classificazione come destinate alla vendita, le attività e le passività rientranti in un gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili ad esse applicabili. Successivamente, le attività destinate alla vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate al minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, ridotto degli oneri di vendita (si veda il precedente punto “Valutazioni al fair value”).
La classificazione come destinate alla vendita di partecipazioni contabilizzate secondo il metodo del patrimonio netto implica la sospensione dell’applicazione di tale criterio di valutazione; pertanto, in questa fattispecie il valore di iscrizione è pari al valore derivante dall’applicazione del metodo del patrimonio netto alla data della riclassifica.
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L’eventuale differenza negativa tra il valore di iscrizione delle attività non correnti e il fair value ridotto degli oneri di vendita è imputata a conto economico come svalutazione; le eventuali successive riprese di valore sono rilevate sino a concorrenza delle svalutazioni rilevate in precedenza, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla qualificazione dell’attività come destinata alla vendita .
Fondi per rischi e oneri
I fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura determinata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiusura dell’esercizio sono indeterminati nell’ammontare o nella data di sopravvenienza.
Gli accantonamenti ai fondi sono rilevati quando: (i) è probabile l’esistenza di un’obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento passato; (ii) è probabile che l’adempimento dell’obbligazione sia oneroso; (iii) l’ammontare dell’obbligazione può essere stimato attendibilmente. Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell’ammontare che l’impresa razionalmente pagherebbe per estinguere l’obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura dell’esercizio; gli accantonamenti relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l’adempimento dell’obbligazione, al netto dei benefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la risoluzione del contratto .
Quando l’effetto finanziario del tempo è significativo e le date di pagamento delle obbligazioni sono attendibilmente stimabili, l’accantonamento è determinato attualizzando, ad un tasso che riflette le valutazioni presenti sul mercato del valore attuale del denaro, i flussi di cassa attesi determinati tenendo conto dei rischi associati all’obbligazione; l’incremento del fondo connesso al trascorrere del tempo è imputato a conto economico alla voce “Proventi/(oneri) finanziari netti”.
Quando la passività è relativa ad elementi di immobili, impianti e macchinari (es. smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato in contropartita all’attività a cui si riferisce e l’imputazione a conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento . I costi che l’impresa prevede di sostenere per attuare programmi di ristrutturazione sono iscritti nell’esercizio in cui viene definito formalmente il programma e si è generata nei soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazione avrà luogo.
I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizzazione; le revisioni di stima dei fondi sono imputate nella medesima voce di conto economico che ha precedentemente accolto l’accantonamento ovvero, quando la passività è relativa ad attività materiali (es. smantellamento e ripristini), in contropartita all’attività a cui si riferiscono nei limiti dei valori di iscrizione; l’eventuale eccedenza è rilevata a conto economico.
Nelle note di commento sono illustrate le passività potenziali rappresentate da: (i) obbligazioni possibili (ma non probabili), derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà confermata solo al verificarsi o meno di uno o più eventi futuri incerti non totalmente sotto il controllo dell’impresa; (ii) obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non può essere stimato attendibilmente o il cui adempimento è probabile che non sia oneroso .
Fondi per benefici ai dipendenti
Benefici successivi al rapporto di lavoro
I benefici successivi al rapporto di lavoro sono distinti in piani “a benefici definiti” e piani “a contributi definiti”.
• Piani a benefici definiti. La passività relativa ai piani a benefici definiti è determinata stimando il valore attuale dei benefici futuri che i dipendenti hanno maturato nell’esercizio corrente e nei precedenti e deducendo il fair value delle eventuali attività a servizio del piano. Il valore attuale delle obbligazioni è determinato sulla base di ipotesi attuariali ed è rilevato per competenza, coerentemente al periodo lavorativo necessario all’ottenimento dei benefici. Gli utili e le perdite attuariali relativi a programmi a benefici definiti, derivanti da variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o da rettifiche basate sull’esperienza passata, sono rilevati nel prospetto dell’utile complessivo nell’esercizio in cui si verificano e non sono oggetto di successiva imputazione a conto economico. Quando si verifica una modifica, una riduzione o un’estinzione di un piano, i relativi effetti sono rilevati a conto economico. Gli oneri finanziari netti rappresentano la variazione che la passività netta subisce nel corso dell’esercizio per effetto del trascorrere del tempo. L’interesse netto “net interest” è determinato applicando alle passività, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, il tasso di sconto utilizzato per l’attualizzazione utilizzato per le passività. Gli oneri finanziari netti di piani a benefici definiti sono rilevati alla voce “Proventi (oneri) finanziari”.
• Piani a contributi definiti. Nei piani a contributi definiti, l’obbligazione dell’impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un’entità giuridicamente distinta (cosiddetta “Fondo”), è determinata sulla base dei contributi dovuti. I costi relativi ai piani a contribuzione definita sono rilevati a conto economico al momento del loro sostenimento.
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Altri piani a lungo termine
Le obbligazioni relative ad altri benefici a lungo termine sono determinate adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle modifiche delle ipotesi attuariali ovvero da rettifiche basate sull’esperienza passata sono rilevati interamente a conto economico.
Distribuzione di dividendi
La distribuzione di dividendi agli Azionisti della Società determina l’iscrizione di un debito nel bilancio del periodo nel quale la distribuzione è stata approvata dagli Azionisti della società ovvero, nel caso di distribuzione di acconti sui dividendi, dal Consiglio di Amministrazione.
Ricavi
Il Gruppo riconosce i ricavi quando trasferisce il controllo di un prodotto o un servizio a un cliente.
La rilevazione dei ricavi da contratti con la clientela è basata sui seguenti cinque step: (i) identificazione del contratto con il cliente; (ii) identificazione delle performance obligation, rappresentate dalle promesse contrattuali a trasferire beni e/o servizi a un cliente; (iii) determinazione del prezzo della transazione; (iv) allocazione del prezzo della transazione alle performance obligation identificate sulla base del prezzo di vendita stand alone di ciascun bene o servizio; (v) rilevazione del ricavo quando la relativa performance obligation risulta soddisfatta, ossia all’atto del trasferimento al cliente del bene o servizio promesso; il trasferimento si considera completato quando il cliente ottiene il controllo del bene o del servizio, che può avvenire nel continuo (over time) o in uno specifico momento temporale (at a point in time).
Inoltre, in presenza di una terza parte coinvolta nella fornitura di beni o servizi a un cliente, il corretto riconoscimento dei ricavi previsto dall’IFRS 15 è connesso al fatto che la società agisca come principal o come agent della controparte.
I ricavi sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi, nonché delle imposte direttamente connesse.
Le permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto non rappresentative di operazioni di vendita, non determinano la rilevazione di ricavi e costi.
Ricavi distribuzione del gas e servizio idrico
Relativamente ai servizi di distribuzione del gas e al servizio idrico svolti dal Gruppo Italgas il momento di riconoscimento dei ricavi avviene al momento della prestazione del servizio (over time) ai clienti.
Le tariffe (prezzi) da applicare ai clienti per i servizi resi, sulla base dei volumi consumati o della tipologia di prestazione, sono definite dall’Autorità sulla base di un ammontare predefinito di ricavi annui riconosciuti (“Revenue Cap“) dall’ARERA in Italia e dalla RAEWW in Grecia. In particolare, l‘attività di distribuzione e misura del gas naturale e del servizio idrico sono soggette a regolazione da parte dell’ARERA e della RAEWW che definiscono, tra le altre, le norme per la remunerazione dei servizi. Nel dettaglio, il revenue cap include il riconoscimento di un rendimento predefinito del capitale investito netto, riconosciuto ai fini regolatori (RAB), dei relativi ammortamenti e di alcuni costi operativi.
La distribuzione del gas fino ai punti di riconsegna e le attività del servizio idrico sono conisderati una singola performance obligation pertanto l’ammontare del Revenue Cap è riconosciuto straight-line basis, poiché i servizi forniti sono continuativi ed uniformi nel tempo, consistendo prevalentemente nella messa a disposizione in modo continuativo delle infrastrutture.
In riferimento alla distribuzione del gas naturale in Italia, il differenziale tra il Revenue cap e i ricavi addebitati ai clienti per i servizi effettivamente resi viene iscritto, se positivo, nella voce “Crediti commerciali e altri crediti” e nella voce “Debiti commerciali e altri debiti”, se negativo, in quanto lo stesso sarà oggetto di regolamento monetario da parte della Cassa per i Servizi Energetici e Ambienti (“CSEA”).
Inoltre, con riferimento ai “Comuni in avviamento 150 ” in Italia il riconoscimento dei ricavi per il servizio di distribuzione gas è basato su una valutazione prospettica dei punti di riconsegna attesi al termine del periodo di avviamento, ove si ritiene sussista un'alta probabilità di non incorrere in un reversal significativo dei ricavi cumulati. Per quanto riguarda la Sardegna è stato considerato il disposto del DPCM del 10 settembre 2025, pubblicato in Gazzetta Ufficiale il 3 novembre 2025.
150 I Comuni in avviamento sono le località con anno di prima fornitura gas successivo al 2017.
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I ricavi sono esposti al netto delle voci relative a componenti tariffarie addizionali rispetto alla tariffa italiana, destinate alla copertura degli oneri di carattere generale del sistema gas. Gli importi riscossi/addebitati da Italgas, sono retrocessi per pari ammontare alla CSEA.
In riferimento alla distribuzione del gas naturale in Grecia e al servizio idrico il differenziale (rispettivamente “Recoverable Difference” o “Conguagli tariffari”) tra il Revenue cap e i ricavi addebitati ai clienti per i servizi effettivamente resi viene iscritto, se positivo, nella voce “Altre attività correnti e non correnti non finanziarie” e nella voce “Altre passività correnti e non correnti non finanziarie”, se negativo in quanto Italgas ha soddisfatto la relativa performance obbligation e ha il titolo a recuperare o l’obbligo a restituire nei periodi regolatori successivi o al termine della concessione gli ammontari non addebitati o addebitati in eccesso ai clienti nel corso dell’esercizio.
Ricavi per costruzione e migliorie infrastrutture
I servizi di costruzione e miglioria delle infrastrutture resi nell’ambito degli accordi per servizi in concessione, delle attività di distribuzione del gas e del servizio idrico, sono rilevati over-time, come lavori in corso su ordinazione sulla base dello stato di avanzamento dei lavori, desunto dai costi sostenuti in base al totale dei costi attesi stimati. I ricavi sono rilevati pari ai costi effettivamente sostenuti.
Ricavi per interventi di efficienza energetica
Nell’ambito delle attività di efficienza energetica, il Gruppo, tramite la controllata Geoside, si occupa delle attività di riqualificazione e recupero del patrimonio edilizio residenziale, consentendo ai clienti di accedere alle detrazioni fiscali ammesse dalla normativa di riferimento, quali il c.d. Superbonus, introdotto dall’art. 119 e ss. del DL 34/2020 e ss.mm.ii, nonché dai c.d. bonus minori (i.e. Sismabonus, Ecobonus, etc.).
I ricavi sono rilevati lungo il periodo contrattuale (over-time), per un ammontare pari all’importo che il Gruppo si aspetta di ricevere per tale operazione sulla base dello stato di avanzamento delle opere, desunto dai costi sostenuti in base al totale dei costi attesi stimati.
Gli stanziamenti di ricavi relativi a servizi parzialmente resi sono rilevati per il corrispettivo maturato, sempreché sia possibile determinarne attendibilmente lo stadio di completamento e non sussistano significative incertezze sull’ammontare e sull’esistenza del ricavo e dei relativi costi; diversamente sono rilevati nei limiti dei costi sostenuti recuperabili.
Assistenza tecnica, ingegneria, IT e servizi vari
Relativamente ai servizi di assistenza tecnica, ingegneristica, informatica e altre prestazioni, il Gruppo Italgas provvede al riconoscimento dei ricavi al momento della prestazione del servizio (point in time) ai clienti. Le prestazioni sono fatturate ai clienti sulla base dei prezzi previsti contrattualmente per le attività non regolate o dei prezzi definiti dal Codice di Rete, per quanto concerne le attività accessorie al servizio di distribuzione del gas.
Dividendi percepiti
I dividendi sono rilevati alla data di assunzione della delibera da parte dell’Assemblea, salvo quando non sia ragionevolmente certa la cessione delle azioni prima dello stacco della cedola.
Costi
I costi sono riconosciuti nell’esercizio quando relativi a beni e servizi venduti o consumati nell’esercizio medesimo ovvero quando non si possa identificare l’utilità futura degli stessi.
I costi sostenuti in occasione di aumenti del capitale sociale sono iscritti a riduzione del patrimonio netto, al netto del relativo effetto fiscale.
Titoli di Efficienza Energetica
I Titoli di Efficienza Energetica acquistati durante l’esercizio vengono rilevati a conto economico al costo sostenuto. Il relativo contributo che sarà corrisposto dalla CSEA al momento dell’annullamento dei titoli è contabilizzato a riduzione del costo sostenuto ed è determinato sulla base del prezzo di rimborso previsto a fine anno. Un apposito fondo rischi viene stanziato per coprire gli oneri futuri previsti per il completamento dell’obiettivo di competenza dell’esercizio determinato come differenza tra il costo da sostenere e il relativo contributo da annullamento.
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Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile. I debiti e i crediti tributari per imposte sul reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle Autorità fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell’esercizio.
Per quanto riguarda l’imposta italiana sul reddito delle società (“IRES“), Italgas ha esercitato l’opzione per il regime del Consolidato fiscale nazionale, a cui hanno formalmente aderito le società consolidate Italgas, Italgas Reti, Italgas Newco, Bludigit, Nepta, Geoside, Acqua, Idrolatina e Idrosicilia. Il debito previsto è rilevato nella voce “Passività per imposte sul reddito correnti”.
Il regolamento di partecipazione al regime di tassazione del Consolidato fiscale nazionale per le società di Italgas prevede che:
• le società controllate con imponibile positivo corrispondano a Italgas l’imposta dovuta. Il reddito imponibile della società controllata, con riferimento al quale è determinata tale imposta, è rettificato per tener conto del recupero di componenti negativi che sarebbero risultati indeducibili in assenza del Consolidato (es. interessi passivi), e dell’eventuale reddito imponibile negativo riferibile alle partecipazioni della società controllata stessa in società consolidate;
• le società controllate con imponibile negativo, se e nella misura in cui hanno prospettive di redditività che avrebbero consentito, in assenza del Consolidato fiscale nazionale, di rilevare imposte differite attive connesse all’imponibile negativo stesso sul bilancio di esercizio, ricevano dai propri Soci - nel caso in cui questi rientrino fra le società con imponibile positivo, o fra quelle con imponibile negativo ma con prospettive di redditività, o da Italgas negli altri casi - una compensazione corrispondente al minore fra il risparmio d’imposta realizzato dal gruppo e le predette imposte differite attive.
I debiti e i crediti per l’imposta regionale italiana sulle attività produttive (“IRAP“) sono rilevati alle voci “Passività fiscali correnti”/”Attività fiscali correnti”.
Per quanto riguarda la Grecia, la Corporate income tax è calcolata secondo le leggi fiscali in vigore nel paese.
Le imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori delle attività e passività iscritte a bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti ai fini fiscali sulla base delle aliquote e della normativa approvate o sostanzialmente tali per gli esercizi futuri. L’iscrizione di attività per imposte anticipate è effettuata quando il loro recupero è considerato probabile; in particolare la recuperabilità delle imposte anticipate è considerata probabile quando si prevede la disponibilità di un reddito imponibile, nell’esercizio in cui si annullerà la differenza temporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscale. Analogamente, nei limiti della loro recuperabilità sono rilevati i crediti di imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali; con riferimento alla attività fiscali differite, la loro recuperabilità è verificata con periodicità almeno annuale.
Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono classificate tra le attività e le passività non correnti e sono compensate a livello di singola impresa, se riferite a imposte compensabili e/o a livello dell’impresa consolidante in presenza del regime di tassazione previsto dal Consolidato Fiscale Nazionale. Il saldo della compensazione, se attivo, è iscritto alla voce “Attività per imposte anticipate”; se passivo, alla voce “Passività per imposte differite”. Quando i risultati delle operazioni sono rilevati direttamente a patrimonio netto, le imposte correnti, anticipate e differite sono anch’esse imputate al patrimonio netto.
In presenza di incertezze nell’applicazione della normativa fiscale: (i) nei casi in cui si ritenga probabile che l’autorità fiscale accetti il trattamento fiscale incerto, si procede determinando le imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio in funzione del trattamento fiscale applicato o che si prevede di applicare in sede di dichiarazione dei redditi; (ii) nei casi in cui si ritenga non probabile che l’autorità fiscale accetti il trattamento fiscale incerto, si procede riflettendo tale incertezza nella determinazione delle imposte sul reddito (correnti e/o differite) da rilevare in bilancio.
Settori operativi
L’informativa relativa ai settori di attività è stata predisposta secondo le disposizioni dell’IFRS 8, pertanto, l’identificazione dei settori operativi e l’informativa presentata sono definite sulla base della
reportistica interna utilizzata dalla Direzione Aziendale ai fini dell’allocazione delle risorse ai diversi segmenti e per l’analisi delle relative performance.
Un settore operativo è definito dall’IFRS 8 come una componente di un’entità che: (i) intraprende attività imprenditoriali generatrici di ricavi e di costi (compresi i ricavi e i costi riguardanti operazioni con altre componenti della medesima entità); (ii) i cui risultati operativi sono rivisti periodicamente al più alto livello
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decisionale operativo dell’entità ai fini dell’adozione di decisioni in merito alle risorse da allocare al settore e della valutazione dei risultati; (iii) per la quale sono disponibili informazioni di bilancio separate.
Con riferimento all’esercizio 2025, i settori di attività oggetto di informativa ai sensi dell’IFRS 8 sono:
- Distribuzione gas;
- Servizio idrico;
- Efficienza energetica;
- Corporate.
Il Gruppo opera principalmente nella Distribuzione e misura del gas e, in via residuale, nel servizio idrico, nel business energy service company (ESCo). Il settore Corporate si riferisce ai servizi svolti principalmente a supporto degli altri settori (ad esempio servizi amministrativi, fiscali, legali, di gestione del personale, servizi informatici).
Il settore operativo Distribuzione gas aggrega le attività svolte in Italia e in Grecia, riflettendo la struttura della reportistica interna che periodicamente viene analizzata dal management al fine di gestire e pianificare il business del Gruppo. Il management ha, infatti, considerato che il servizio di distribuzione del gas in Italia e in Grecia presentano caratteristiche similari, sia sotto il profilo economico che sia dal punto di vista regolatorio, tenuto conto dei seguenti aspetti:
a) la natura dei prodotti e dei servizi, ovvero la distribuzione e misura del gas;
b) la natura dei processi produttivi, ovvero lo sviluppo e il mantenimento in esercizio dei beni relativi al servizio di distribuzione gas in concessione;
c) la tipologia o classe di clientela per i loro prodotti e servizi, ovvero le società di vendita;
d) i metodi utilizzati per distribuire i propri prodotti o fornire i propri servizi; ovvero il trasporto del gas attraverso reti di gasdotti locali;
e) la natura del contesto normativo, ovvero la gestione di un business regolato che si fonda sostanzialmente sulla remunerazione del capitale investito e la copertura dei costi sostenuti dall’operatore. Infatti, entrambi i sistemi regolatori garantiscono un ritorno dell’investimento e una copertura dei costi di gestione indipendente dai volumi e le formule del WACC sono del tutto simili, nonchè sostanzialmente in grado di neutralizzare le differenze di rischiosità tra un paese e l’altro.
Pertanto, il servizio di distribuzione del gas in Italia e in Grecia sono aggregati all’interno del settore operativo “Distribuzione gas“.
5) Utilizzo di stime contabili
L’applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio comporta che la Direzione aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, stime basate su esperienze passate e ipotesi considerate ragionevoli e realistiche sulla base delle informazioni conosciute al momento della stima. L’utilizzo di queste stime contabili influenza il valore di iscrizione delle attività e delle passività e l’informativa su attività e passività potenziali alla data del bilancio, nonché l’ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di riferimento. I risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell’incertezza che caratterizza le ipotesi e le condizioni sulle quali le stime sono basate.
Di seguito sono indicate le principali stime contabili del processo di redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali perché comportano un elevato ricorso a giudizi soggettivi, assunzioni e stime relative a tematiche per loro natura incerte. Le modifiche delle condizioni alla base dei giudizi, assunzioni e stime adottati, possono determinare un impatto rilevante sui risultati degli esercizi successivi.
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Riduzioni di valore delle attività non finanziarie | L’analisi di ciascuno dei gruppi di attività non finanziarie è unica e richiede alla Direzione aziendale l’uso di stime e ipotesi considerate prudenti e ragionevoli in relazione alle specifiche circostanze . La valutazione delle immobilizzazioni materiali e immateriali, ivi incluso l’avviamento, prevede che le stesse siano iscritte in bilancio per un valore non superiore al loro valore recuperabile (cd. Impairment test). Il valore recuperabile è il maggiore tra il fair value less cost to sell e il valore d’uso. Avuto riguardo alle attività dei settori regolati il fair value può essere rappresentato come segue: per il servizio di distribuzione gas in Italia, dal valore stimato del Capitale investito netto aggiornato alla data di bilancio riconosciuto a tali beni ai fini tariffari (RAB - Regulatory Asset Base) dall’Autorità. La RAB è la base di riferimento per la determinazione delle tariffe del servizio e, quindi, dei flussi di cassa generati dalle attività. Il valore della RAB è definito attraverso il metodo del costo storico rivalutato per quanto riguarda il Capitale Immobilizzato al netto dei contributi in conto capitale e dei contributi ricevuti dagli utenti, e su base forfettaria per il Capitale di esercizio e il trattamento di fine rapporto; per il servizio di distribuzione gas in Grecia, il valore stimato del Capitale investito netto aggiornato alla data di bilancio riconosciuto a tali beni ai fini tariffari (RAB) dall’Autorità, inclusivo del valore forfettario del capitale circolante netto, ove positivo; per il servizio di distribuzione gas in Italia come il valore di rimborso (VR) valido per i bandi di gara ATEM che rappresenta il valore da riconoscere all’operatore che vende l’infrastruttura a seguito della procedura di gara. In Grecia il valore di rimborso è determinato come il valore della RAB alla data di interruzione/scadenza della licenza maggiorato almeno del 15%; per il servizio idrico dal valore stimato del Capitale Investito Netto riconosciuto ai fini tariffari dall’Autorità (CIN) rettificato dei Conguagli Tariffari (componente RC del Vincolo ai Ricavi del Gestore). Per valore d’uso si fa riferimento a: il valore attuale dei flussi finanziari futuri che si prevede abbiano origine dall’attività oggetto di valutazione. Tali flussi sono determinati in linea con il più recente piano industriale approvato dal management, che si basa, oltre che sull’evoluzione della normativa regolatoria, sulle stime legate all’andamento del mercato di riferimento e alle decisioni di investimento e disinvestimento. Nel processo di determinazione del valore recuperabile i flussi sono attualizzati utilizzando un tasso di sconto (WACC post-tax) che riflette le valutazioni correnti di mercato, del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell’attività . Le logiche alla base dell’impairment test posto in essere dalla Direzione aziendale in relazione alle aree di bilancio immobili, Impianti e macchinari e Attività immateriali sono illustrate all’interno del punto “Riduzioni di valore delle attività non finanziarie non correnti”. Il valore recuperabile è sensibile alle stime e assunzioni utilizzate per la determinazione dell’ammontare del capitale investito, dei flussi di cassa e dei tassi di attualizzazione applicati. Pertanto, possibili variazioni nella stima dei fattori su cui si basa il calcolo dei predetti valori recuperabili potrebbero produrre valutazioni diverse.
Aggregazioni aziendali | La rilevazione delle operazioni di aggregazioni aziendali implica la necessità di procedere alla determinazione del fair value delle attività e delle passività acquisite all’esito dell’ottenimento del controllo sul business. La Direzione aziendale ha valutato, anche con l’ausilio di professionisti indipendenti, il fair value di attività, passività e passività potenziali, sulla base delle informazioni su fatti e circostanze disponibili alla data di acquisizione. La determinazione del fair value delle attività e delle passività acquisite è soggetta a stime e valutazioni da parte della Direzione aziendale. Possibili variazioni nella stima dei fattori su cui si basa la determinazione del fair value potrebbero produrre valutazioni diverse. L’analisi di ciascuna operazione di aggregazione aziendale è unica e richiede alla Direzione aziendale l’uso di stime e ipotesi considerate prudenti e ragionevoli in relazione alle specifiche circostanze.

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Passività ambientali | Il Gruppo Italgas è soggetto, in relazione alle attività svolte, a numerose leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attività svolte. La valutazione delle passività future connesse agli obblighi di bonifica e di ripristino di siti e/o terreni su cui la società svolge la propria attività è un processo complesso basato su ipotesi tecniche e finanziarie svolte dalla Direzione aziendale e supportate, ove necessario, da perizie di esperti indipendenti. La stima del costo di ripristino viene attualizzata in base ad un tasso risk-free, in linea con quanto previsto dal principio IAS 37. La stima viene effettuata secondo un principio di prudenza in funzione delle condizioni di mercato, legislative e tecnologiche conosciute al momento della valutazione. A ogni data di bilancio le stime sono riviste al fine di verificare che gli importi iscritti siano la migliore espressione dei costi che saranno affrontati dal Gruppo e, nel caso in cui si rilevino variazioni significative, gli importi vengono adeguati. Le principali determinanti della revisione di stima dei costi sono la revisione delle tempistiche di attuazione del piano di bonifica e ripristino del sito, l’evoluzione delle tecnologie e della normativa in materia ambientale e l’andamento del tasso di attualizzazione. La valutazione delle passività ambientali iscritte in bilancio tiene conto della normativa ambientale attualmente in vigore. Tuttavia tale valutazione potrebbe essere soggetta a variazioni, anche significative in relazione a: (i) la possibilità che emergano ulteriori contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall’applicazione delle leggi vigenti; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell’ambiente; (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie in merito alla responsabilità ambientale su siti specifici e la difficoltà di determinarne le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indennizzi .
Fondi per benefici ai dipendenti | I programmi a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali che comprendono, tra le altre, i tassi di sconto, i ritorni attesi sulle attività a servizio dei piani (ove esistenti), il livello delle retribuzioni future, i tassi di mortalità, l’età di ritiro e gli andamenti futuri delle spese sanitarie coperte. Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione dei piani a benefici definiti sono determinate come segue: (i) i tassi di sconto e di inflazione che rappresentano i tassi in base ai quali l’obbligazione nei confronti dei dipendenti potrebbe essere effettivamente adempiuta, si basano sui tassi che maturano su titoli obbligazionari di elevata qualità e sulle aspettative inflazionistiche; (ii) il livello delle retribuzioni future è determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di carriera e di anzianità; (iii) il costo futuro delle prestazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali l’andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa dei costi, e le modifiche nelle condizioni di salute degli aventi diritto; (iv) le assunzioni demografiche riflettono la miglior stima dell’andamento di variabili quali ad esempio la mortalità, il turnover, l’invalidità e altre relative alla popolazione degli aventi diritto. Le differenze nel valore della passività relativa ai piani per benefici ai dipendenti derivanti dalle modifiche delle ipotesi attuariali utilizzate e dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente adottate e quelle che si sono effettivamente realizzate si verificano normalmente e sono definite utili o perdite attuariali. Gli utili e le perdite attuariali relativi a piani a benefici definiti sono rilevati nel prospetto dell’utile complessivo. Le ipotesi attuariali sono adottate anche per la determinazione delle obbligazioni relative agli altri benefici a lungo termine nei confronti dei dipendenti; a tal fine, gli effetti derivanti dalle modifiche delle ipotesi attuariali ovvero delle caratteristiche del beneficio sono rilevati interamente a conto economico.

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Fondi per rischi e oneri | In aggiunta a quanto stanziato con riferimento ai fondi legati alle passività ambientali, Italgas ha iscritto in bilancio fondi principalmente relativi a: (i) contenziosi legali e fiscali; (ii) esodi agevolati; (iii) oneri legati al raggiungimento degli obiettivi di efficienza energetica indicati dall’Autorità (TEE); (iv) fondo rischi contrattuali. A fronte delle fattispecie sopra menzionate sono rilevati accantonamenti rappresentativi del rischio di esborsi futuri. Il valore dei fondi iscritti in bilancio relativi a tali rischi rappresenta la miglior stima effettuata dalla Direzione aziendale, anche con l’ausilio di professionisti indipendenti, alla data di redazione del presente documento. Tale stima comporta l’adozione di assunzioni che dipendono da fattori che possono cambiare nel tempo e che potrebbero, pertanto, avere effetti significativi rispetto alle stime correnti effettuate.

6) Aggregazioni aziendali
Nell’ambito dello sviluppo del Gruppo, Italgas ha perfezionato in data 1° aprile 2025 l’acquisizione del 99,94% del capitale sociale di 2i Rete Gas S.p.A. dai venditori F2i SGR S.p.A. e Finavias S.à.r.l. per un corrispettivo complessivo di 2.071.935 mila euro. L’acquisizione, comunicata al mercato il 5 ottobre 2024, è stata perfezionata a seguito dell’ottenimento delle autorizzazioni Golden Power, Foreign Subsidies Regulation e da parte dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato.
Alla data dell’acquisizione 2i Rete Gas S.p.A. deteneva il 60% di Cilento Reti Gas S.r.l. e il 100% IG Rete Dati S.r.l. (già 2i Rete Dati S.r.l.) – di seguito il “Gruppo 2i Rete Gas”.
Successivamente, in data 16 aprile è divenuto efficace il raggruppamento azionario finalizzato a ridurre i costi amministrativi e di gestione per la società, nonché facilitare le operazioni di riorganizzazione del Gruppo post- Acquisizione. Per effetto di tale raggruppamento azionario, Italgas è venuta a detenere il 100% del capitale sociale di 2i Rete Gas. Il 1° luglio, inoltre, è stata finalizzata la fusione per incorporazione di 2i Rete Gas in Italgas Reti.
L’acquisizione si configura come un’operazione di aggregazione aziendale ai sensi dell’IFRS 3 – Business Combinations. L’operazione è stata contabilizzata applicando il metodo dell’acquisizione (acquisition method), che prevede la rilevazione delle attività identificabili acquisite e delle passività assunte al fair value alla data di acquisizione, nonché la determinazione dell’avviamento quale eccedenza tra il corrispettivo trasferito e la quota di pertinenza del Gruppo del fair value delle attività nette acquisite.
Le principali attività nette identificabili, determinate anche con l’ausilio di esperti indipendenti, sono rappresentate dalle concessioni per il servizio di distribuzione del gas naturale, che rientrano nell’ambito applicativo dell’IFRIC 12 – Accordi per servizi in concessione (Attività immateriali) e i relativi contributi ricevuti dagli utenti (Altre passività non correnti).
Il fair value delle concessioni è stato determinato sulla base della Regulatory Asset Base (RAB) 151 di località alla data di acquisizione, metodo generalmente accettato nell’ambito dei settori utility regolati ai fini della stima del Fair Value.
La scelta metodologica adottata riflette la natura regolata del business e l’assenza, per la maggior parte delle concessioni acquisite, di un diritto esclusivo di lungo periodo.
Alla data di acquisizione, il gruppo acquisito deteneva la quasi totalità delle concessioni in regime di prorogatio, in attesa dell’espletamento dei nuovi bandi di gara a livello di Ambito Territoriale Minimo (ATEM), come previsto dalla normativa di settore.
Tale contesto è stato attentamente considerato nelle valutazioni di fair value e nelle assunzioni utilizzate nella PPA, in quanto caratterizzato da limitata visibilità sulla durata residua delle concessioni, incertezza sull’esito delle future gare e meccanismi regolatori di tutela del valore residuo degli asset.
Per quanto concerne le Passività finanziarie correnti e non correnti, è stata condotta un’analisi dei titoli obbligazionari a tasso fisso, i quali sono stati valutati al fair value, così da riflettere le condizioni di mercato alla data di acquisizione.
La rilevazione al fair value delle attività e passività ha comportato, sulla base della normativa fiscale applicabile, il riconoscimento di imposte differite sulle differenze temporanee tra i valori di iscrizione e i valori fiscalmente riconosciuti.
Il differenziale tra il fair value delle attività nette acquisite e il corrispettivo è stato contabilizzato come avviamento, in quanto riconducibile a benefici economici futuri non separatamente identificabili e non autonomamente trasferibili, quali le competenze industriali e operative del management e della struttura tecnica.
151 Il termine RAB (Regulatory Asset Base) di località identifica il valore del Capitale Immobilizzato al netto dei contributi in conto capitale e dei contributi ricevuti dagli utenti ai fini regolatori riferito all'area geografica (località tariffaria) rilevante ai fini della determinazione delle tariffe del servizio di distribuzione del gas naturale.
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L’avviamento rilevato non è ammortizzato ed è sottoposto annualmente a impairment test ai sensi dello IAS 36, o più frequentemente in presenza di indicatori di perdita di valore.
Di seguito l’analisi dell’operazione:

Acquisizione società
(migliaia di €) | Gruppo 2i RETEGAS Fair value alla data di acquisizione
Disponibilità liquide ed equivalenti | 9.134
Crediti commerciali e altri crediti | 471.604
Rimanenze | 14.986
Altre attività correnti | 28.711
Attività correnti | 524.435
Immobili, impianti e macchinari | 57.398
Attività immateriali | 5.294.015
Partecipazioni | 3.475
Attività finanziarie | 1.992
Attività per imposte anticipate | 285.804
Altre attività non correnti | 53.895
Attività destinate alla vendita | 268
Attività non correnti | 5.696.847
TOTALE ATTIVITA' | 6.221.282
Passività finanziarie correnti | 564.077
Debiti commerciali e altri debiti | 410.613
Passività per imposte | 44.776
Altre passività correnti | 32.056
Passività correnti | 1.051.522
Passività finanziarie non correnti | 2.513.673
Fondi per rischi e oneri | 67.498
Fondi per benefici ai dipendenti | 28.113
Passività per imposte differite | 290.308
Altre passività non correnti | 718.067
Passività destinate alla vendita | 33
Passività non correnti | 3.617.692
TOTALE PASSIVITA' | 4.669.214
VALORE NETTO ATTIVITA' ACQUISITE | 1.552.068
INTERESSENZE DI TERZI | 1.734
ATTIVITÀ NETTE ACQUISITE (100%) | 1.550.334
ATTIVITÀ NETTE ACQUISITE (99,94%) | 1.549.404
CORRISPETTIVO RICONOSCIUTO (interamente pagato) | 2.071.935
AVVIAMENTO | 522.531

I costi di transazione sostenuti per l'acquisizione sono stati contabilizzati a conto economico come costi operativi, in conformità all'IFRS 3, e non sono stati inclusi nel corrispettivo trasferito.
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Alla chiusura del presente Bilancio Consolidato, il processo di allocazione del prezzo di acquisto (Purchase Price Allocation – PPA) è stato completato. Tuttavia, il Gruppo si riserva di rilevare in via definitiva gli effetti della PPA entro i 12 mesi dalla data di acquisizione, ossia entro il 31 marzo 2026.
Eventuali rettifiche derivanti dalla rilevazione definitiva degli effetti della PPA saranno contabilizzate retroattivamente, riesponendo i dati comparativi, se necessario.
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7) Disponibilità liquide ed equivalenti
Le disponibilità liquide ed equivalenti , di importo pari a 531.933 mila euro (402.662 mila euro al 31 dicembre 2024), sono relative a depositi di conto corrente in giacenza presso istituti di credito.
Le disponibilità liquide ed equivalenti non sono soggette a vincoli nel loro utilizzo, ad eccezione dell’importo pari a 44.555 mila euro (43.400 mila euro al 31 dicembre 2024) in capo alla società controllata Acqua Campania, relativi a incassi ricevuti per conto della Regione Campania, per le cd. attività di conturizzazione e non ancora versati alla stessa alla data di chiusura dell’esercizio .
8) Attività finanziarie correnti
Le attività finanziarie correnti , di importo pari a 4.004 mila euro (3.592 mila euro al 31 dicembre 2024), sono relative principalmente a crediti finanziari verso istituti di credito smobilizzabili in breve termine .
9) Crediti commerciali e altri crediti
I crediti commerciali e altri crediti, di importo pari a 1.407.264 mila euro (905.092 mila euro al 31 dicembre 2024), si analizzano come segue:

(migliaia di €) |  | 31.12.2024 |  | 31.12.2025
Crediti commerciali |  | 751.969 |  | 1.217.511
Crediti per attività di investimento/disinvestimento |  | 5.278 |  | 4.300
Altri crediti |  | 147.845 |  | 185.453
|  | 905.092 |  | 1.407.264

I Crediti commerciali (1.217.511 mila euro al 31 dicembre 2025 e 751.969 mila euro al 31 dicembre 2024) comprendono le partite provenienti dalle società di 2i Rete Gas e aumentano di 465.542 mila euro principalmente per l’incremento (i) dei crediti verso le società di vendita per il servizio di distribuzione gas in Italia (346.786 mila euro), (ii) dei crediti verso la CSEA per il credito da perequazione del servizio di distribuzione del gas in Italia (42.357 mila euro) e (iii) dei crediti superbonus per 67.136 mila euro correlato ai cambiamenti normativi in ambito residenziale (proroga agevolazione bonus 110% per ONLUS ed edifici in aree sismiche) che hanno consentito di avviare nuovi progetti nel corso dell’anno.
I Crediti per attività di investimento/disinvestimento (4.300 mila euro al 31 dicembre 2025 e 5.278 mila euro al 31 dicembre 2024) riguardano la cessione di beni patrimoniali.
Gli Altri crediti (185.453 mila euro al 31 dicembre 2025 e 147.845 al 31 dicembre 2024) si analizzano come segue:

(migliaia di €) |  | 31.12.2024 | 31.12.2025
Crediti IRES per il Consolidato fiscale nazionale |  | 5.154 | 1.014
Crediti verso CSEA |  | 68.152 | 108.030
Crediti verso Amministrazioni pubbliche |  | 2.833 | 2.801
Acconti a fornitori |  | 43.386 | 44.750
Crediti verso personale |  | 2.633 | 4.997
Crediti verso utenti ex Casmez |  | 18.668 | 9.512
Crediti diversi |  | 7.019 | 14.349
|  | 147.845 | 185.453

I Crediti IRES per il Consolidato fiscale nazionale ammontano a 1.014 mila euro (5.154 mila euro al 31 dicembre 2024). La voce si è ridotta nell’esercizio principalmente a seguito dell’incasso di un credito verso l’ex controllante Eni a fronte di un’istanza di rimborso IRES per 4.096 mila euro.
I Crediti verso la CSEA (108.030 mila euro al 31 dicembre 2025 e 68.152 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relativi in prevalenza alle componenti tariffarie aggiuntive della distribuzione del gas e ai premi relativi ai recuperi di sicurezza del servizio distribuzione del gas. L’incremento deriva principalmente dall’entrata nell’area di consolidamento delle società del Gruppo 2i Rete Gas.
I Crediti verso Amministrazioni pubbliche (2.801 mila euro al 31 dicembre 2025 e 2.833 mila euro al 31 dicembre 2024) riguardano crediti verso i Comuni prevalentemente per il Canone per l’occupazione di spazi e aree pubbliche (“COSAP“).
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I crediti verso gli utenti dell‘acquedotto campano ex Casmez (Cassa del Mezzogiorno) pari a 9.512 mila euro (18.668 mila euro al 31 dicembre 2024) si riferiscono al servizio di conturizzazione (sistema di contabilizzazione del consumo idropotabile) gestito in nome e per conto della Regione Campania.
Fatta eccezione per i crediti originati da prestazioni di servizi di efficienza energetica rientranti nei c.d. Superbonus, il criterio del costo ammortizzato non è stato applicato ai “Crediti commerciali e altri crediti” in quanto si ritiene ragionevole l’incasso entro i successivi 12 mesi, ed eventuali costi, commissioni e ogni altra differenza tra valore iniziale e valore a scadenza sono immateriali. Gli effetti derivanti da una applicazione del criterio del costo ammortizzato sono, pertanto, irrilevanti.
I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione (25.737 mila euro al 31 dicembre 2025 e 18.674 mila euro al 31 dicembre 2024). La movimentazione del fondo svalutazione crediti dell’esercizio è di seguito riportata:

(migliaia di €) | Fondo svalutazione al 31.12.2023 | Variazione area di consolidamento | Accantonamenti | Rilasci | Altre variazioni | Fondo svalutazione al 31.12.2024
Crediti commerciali | 15.147 | 3.211 | 257 | (1.079) | (225) | 17.311
Altri crediti | 1.360 | - | - | - | 3 | 1.363
| 16.507 | 3.211 | 257 | (1.079) | (222) | 18.674
(migliaia di €) | Fondo svalutazione al 31.12.2024 | Variazione area di consolidamento | Accantonamenti | Rilasci | Altre variazioni | Fondo svalutazione al 31.12.2025
Crediti commerciali | 17.311 | 4.826 | 2.810 | (205) | (276) | 24.466
Altri crediti | 1.363 | 1.074 | - | - | (1.166) | 1.271
| 18.674 | 5.900 | 2.810 | (205) | (1.442) | 25.737

Il Fondo svalutazione crediti riflette le stime delle perdite connesse al portafoglio crediti di Gruppo. Gli accantonamenti sono effettuati a fronte di perdite attese su crediti, stimate sia in base all’esperienza passata con riferimento a crediti con analoga rischiosità creditizia sia in base alla stima della perdita attesa futura delle posizioni aperte alla data di bilancio, nonché all’attento monitoraggio della qualità del portafoglio crediti.
L’anzianità dei Crediti commerciali e altri crediti è di seguito illustrata:

| 31.12.2024 | 31.12.2025
(migliaia di €) | Crediti commerciali | Altri crediti e crediti per att. di inv. e disinv. | Totale | Crediti commerciali | Altri crediti e crediti per att. di inv. e disinv. | Totale
Crediti non scaduti | 684.109 | 153.123 | 837.232 | 1.145.892 | 189.753 | 1.335.645
Crediti scaduti: | 67.860 |  | 67.860 | 71.620 |  | 71.620
- da 0 a 3 mesi | 25.440 |  | 25.440 | 16.171 |  | 16.171
- da 3 a 6 mesi | 3.240 |  | 3.240 | 7.769 |  | 7.769
- da 6 a 12 mesi | 10.323 |  | 10.323 | 25.334 |  | 25.334
- oltre 12 mesi | 28.857 |  | 28.857 | 22.345 |  | 22.345
| 751.969 | 153.123 | 905.092 | 1.217.511 | 189.753 | 1.407.264

I crediti scaduti, pari a 71.620 mila euro, riguardano principalmente crediti relativi ai settori gas e idrico (65.110 mila euro) e clienti servizi ESCo (6.510 mila euro).
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota “Rapporti con parti correlate”.
Informazioni specifiche in ordine al rischio credito sono fornite nella nota “Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari - Rischio credito”.
10) Rimanenze
Le Rimanenze, di importo pari a 74.719 mila euro (57.232 mila euro al 31 dicembre 2024), sono analizzate nella tabella seguente:

| 31.12.2024 | 31.12.2025
(migliaia di €) | Valore lordo | Fondo svalutazione | Valore netto | Valore lordo | Fondo svalutazione | Valore netto
Materie prime, sussidiarie e di consumo | 64.426 | (7.194) | 57.232 | 82.404 | (7.685) | 74.719
| 64.426 | (7.194) | 57.232 | 82.404 | (7.685) | 74.719

Le rimanenze di Materie prime, sussidiarie e di consumo, pari a 74.719 mila euro al 31 dicembre 2025, sono costituite principalmente da smart meter (38.936 mila euro), odorizzante (6.026 mila euro) e attività derivanti da contratti per lavori per conto della Regione Campania relativi all’Acquedotto della Campania Occidentale (1.187 mila euro).
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Il fondo svalutazione è pari a 7.685 mila euro (7.194 mila euro al 31 dicembre 2024) e riguarda essenzialmente misuratori gas difettosi o malfunzionanti. L’incremento di tale voce è dovuto principalmente all’entrata nell’area di consolidamento delle società di 2i Rete Gas e all’accantonamento pari a 1.642 mila euro, parzialmente compensati dall’utilizzo dell’esercizio pari a 4.871 mila euro.
Sulle Rimanenze non sono costituite garanzie reali. Non vi sono rimanenze a garanzia di passività né rimanenze iscritte al valore netto di realizzo.
11) Attività/passività fiscali correnti e non correnti
Le Attività/passività fiscali correnti e non correnti si analizzano come segue:

| 31.12.2024 | 31.12.2025
(migliaia di €) | Correnti | Non correnti | Totale | Correnti | Non correnti | Totale
Attività fiscali | - | 17.612 | 17.612 | 589 | 20.360 | 20.949
- IRES | - | 17.612 | 17.612 | 566 | 20.360 | 20.926
- Imposte estere | - |  | - | 23 |  | 23
Passività fiscali | 25.562 | - | 25.562 | 2.569 | - | 2.569
- IRES | 6.449 |  | 6.449 | - |  | -
- IRAP | 14.822 |  | 14.822 | 2.569 |  | 2.569
- Imposte estere | 4.291 |  | 4.291 | - |  | -

Le imposte di competenza dell’esercizio sono illustrate alla nota “Imposte sul reddito” a cui si rinvia.
12) Altre attività correnti e non correnti non finanziarie
Le A ltre attività correnti non finanziarie , di importo pari a 284.674 mila euro (232.559 mila euro al 31 dicembre 2024), e le altre attività non correnti non finanziarie , di importo pari a 546.613 mila euro (619.322 al 31 dicembre 2024), sono così composte:

| 31.12.2024 | 31.12.2025
(migliaia di €) | Correnti | Non correnti | Totale | Correnti | Non correnti | Totale
Altre attività | 179.173 | 226.394 | 405.567 | 212.928 | 105.331 | 318.259
- Altre imposte correnti | 37.885 |  | 37.885 | 53.094 |  | 53.094
- Ratei e risconti attivi | 10.468 | 785 | 11.253 | 17.939 | 943 | 18.882
- Depositi cauzionali | - | 3.970 | 3.970 | - | 6.740 | 6.740
- Super/Ecobonus | 128.910 | 219.760 | 348.670 | 141.895 | 95.630 | 237.525
- Altri | 1.910 | 1.879 | 3.789 | - | 2.018 | 2.018
| 232.559 | 619.322 | 851.881 | 284.674 | 546.613 | 831.287

Le Altre attività regolate (513.027 mila euro al 31 dicembre 2025 e 446.314 mila euro al 31 dicembre 2024) comprendono principalmente (i) crediti relativi alla tariffa di distribuzione del gas in Grecia (cd. “Recoverable difference“) per 183.099 mila euro (154.972 mila euro al 31 dicembre 2024); (ii) crediti relativi al servizio idrico in Italia (cd. conguagli tariffari) per 148.993 mila euro (135.677 mila euro al 31 dicembre 2024); (iii) crediti della distribuzione del gas in Italia per 180.936 mila euro (111.110 mila euro al 31 dicembre 2024) relativi al riconoscimento tariffario, da parte dell’Autorità, in conseguenza del piano di sostituzione dei misuratori tradizionali con quelli elettronici art. 57 della Delibera ARERA n. 367/14 s.m.i. e del recupero dei mancati ammortamenti (c.d. IRMA) ex DCO 545/2020/R/gas, Delibera n. 570/2019/R/ gas e la Determinazione n. 3/2021 e il riconoscimento tariffario ex Delibera n. 737/2022/R/gas e Determina 11 ottobre 2023 n. 1/2023 - DINE dei costi residui non ammortizzati degli smart meter installati nella prima fase di roll out dei piani di installazione prevista dalle Direttive smart meter gas, che si è reso necessario dismettere anticipatamente rispetto al termine della vita utile - tale riconoscimento ha riguardato gli smart meter dismessi anticipatamente, di calibro non superiore a G6 prodotti fino all’anno 2016 e installati entro l’anno 2018.
La voce “Crediti Super/Ecobonus” (237.525 mila euro al 31 dicembre 2025, 348.670 mila euro al 31 dicembre 2024) comprende i crediti riconosciuti dall’Agenzia delle Entrate principalmente per gli interventi di efficienza energetica rientranti nella normativa del Decreto 34/2020 e successive modifiche, utilizzabili in compensazione con i tributi a carico del Gruppo. Il Gruppo ha valutato la recuperabilità dei suddetti crediti da Super/Ecobonus sulla base della contribuzione fiscale complessiva attesa nei successivi esercizi secondo le previsioni della normativa e, a seguito delle valutazioni effettuate, si ritiene che la recuperabilità del credito sia adeguatamente garantita dalla capacità fiscale.
Le Attività per altre imposte correnti di importo pari a 53.094 mila euro (37.884 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relative essenzialmente a crediti IVA.
Si segnala che Gruppo ha finalizzato con controparte finanziaria un accordo di factoring in base al quale sono stati ceduti pro soluto crediti per Titoli di Efficienza Energetica (TEE) per un importo di 2,2 milioni di euro.
13) Immobili, impianti e macchinari
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Gli immobili, impianti e macchinari , pari a 488.059 mila euro al 31 dicembre 2025 (383.327 mila euro al 31 dicembre 2024), presentano la seguente composizione e movimentazione:

| 31.12.2024
(migliaia di €) | Terreni | Fabbricati | Impianti e macchinari | Attrezzature industriali e commerciali | Altri beni | Immobilizzazioni in corso e acconti | Totale
Costo al 31.12.2023 | 18.839 | 531.551 | 40.953 | 176.937 | 87.466 | 12.325 | 868.071
di cui Diritto d'uso al 31.12.2023 | 4.398 | 68.293 |  | 58.944 | 59.648 |  | 191.283
Investimenti | 36 | 8.439 | 4.225 | 5.802 | 852 | 14.135 | 33.489
Investimenti diritto d'uso | 707 | 6.885 |  | 6.695 | 7.691 |  | 21.978
Dismissioni | (163) | (5.668) | (983) | (2.387) | (530) | (4) | (9.735)
Dismissioni diritto d'uso | - | (6.746) |  | (4.949) | - |  | (11.695)
Riclassifiche | 5 | 2.527 | 29 | 745 | - | (3.306) | -
Riclassifiche diritti d'uso | - | - |  | 1.806 | (1.806) |  | -
Variazione area di consolidamento | - | - | 297 | 11.102 | 937 | 106 | 12.442
Variazione area di consolidamento diritto d'uso | - | 288 |  | - | - |  | 288
Costo al 31.12.2024 | 19.424 | 537.276 | 44.521 | 195.751 | 94.610 | 23.256 | 914.838
Fondo ammortamento al 31.12.2023 | (274) | (257.656) | (22.541) | (144.496) | (56.962) |  | (481.929)
di cui Diritto d'uso al 31.12.2023 | (274) | (31.712) |  | (44.523) | (31.871) |  | (108.380)
Ammortamenti | - | (9.974) | (2.651) | (5.363) | (2.559) |  | (20.547)
Ammortamenti diritto d'uso | (553) | (9.678) |  | (9.978) | (12.253) |  | (32.462)
Dismissioni | - | 3.643 | 68 | 719 | 1.721 |  | 6.151
Dismissioni diritto d'uso | - | 3.659 |  | 4.749 | - |  | 8.408
Variazione area di consolidamento | - | - | (297) | (10.735) | - |  | (11.032)
Riclassifiche | - | - | - | (617) | 617 |  | -
Riclassifiche diritti d'uso |  |  |  | (2.517) | 2.517 |  | -
Fondo ammortamento al 31.12.2024 | (827) | (270.006) | (25.421) | (168.238) | (66.919) | - | (531.411)
Fondo svalutazione al 31.12.2023 | - | - | (2) | - | - | (100) | (102)
Altre variazioni | - | - | (3) | - | - | 5 | 2
Fondo svalutazione al 31.12.2024 | - | - | (5) | - | - | (95) | (100)
Saldo netto al 31.12.2023 | 18.565 | 273.895 | 18.410 | 32.441 | 30.504 | 12.225 | 386.040
Saldo netto al 31.12.2024 | 18.597 | 267.270 | 19.095 | 27.513 | 27.691 | 23.161 | 383.327
- di cui diritto d'uso | 4.278 | 30.989 | - | 10.227 | 23.926 | - | 69.420

| 31.12.2025
(migliaia di €) | Terreni | Fabbricati | Impianti e macchinari | Attrezzature industriali e commerciali | Altri beni | Immobilizzazioni in corso e acconti | Totale
Costo al 31.12.2024 | 19.424 | 537.276 | 44.521 | 195.751 | 94.610 | 23.256 | 914.838
di cui Diritto d'uso al 31.12.2024 | 5.105 | 68.720 | - | 62.496 | 65.533 |  | 201.854
Investimenti | 55 | 1.204 | 2.769 | 8.589 | 2.295 | 28.115 | 43.027
Investimenti diritto d'uso | 443 | 17.552 |  | 51.340 | 24.304 |  | 93.639
Dismissioni | (118) | (1.868) | (80) | (24) | (895) | - | (2.985)
Dismissioni diritto d'uso | - | (2.371) |  | (5.480) | (1.527) |  | (9.378)
Riclassifiche | (4.399) | (18.883) | 9.843 | 35.982 | (30.372) | (3.021) | (10.850)
Riclassifiche diritti d'uso | (9) | (40.917) |  | (22.206) | (4.093) |  | (67.225)
Variazione area di consolidamento | 6.356 | 40.415 | 17.553 | 28.241 | 30.136 | (265) | 122.436
Variazione area di consolidamento diritto d'uso | - | 38.485 |  | 17.626 | 5.555 |  | 61.666
Altre variazioni diritto d'uso | - | - |  | (1.238) | - | - | (1.238)
Costo al 31.12.2025 | 21.752 | 570.893 | 74.606 | 308.581 | 120.013 | 48.085 | 1.143.928
Fondo ammortamento al 31.12.2024 | (827) | (270.006) | (25.421) | (168.238) | (66.919) | - | (531.411)
di cui Diritto d'uso al 31.12.2024 | (827) | (37.731) | - | (52.269) | (41.607) | - | (132.434)
Ammortamenti | - | (10.995) | (4.005) | (7.689) | (2.450) |  | (25.139)
Ammortamenti diritto d'uso | (535) | (13.107) |  | (14.922) | (16.036) |  | (44.600)
Dismissioni | - | 1.839 | 74 | 9 | 403 |  | 2.325
Dismissioni diritto d'uso | - | 1.093 |  | 5.383 | 137 |  | 6.613
Variazione area di consolidamento | - | (29.165) | (6.449) | (26.233) | (26.442) |  | (88.289)
Variazione area di consolidamento diritto d'uso | - | (27.950) |  | (9.180) | (930) |  | (38.060)
Riclassifiche |  | 22.993 | (355) | (27.984) | 27.950 |  | 22.604
Riclassifiche diritto d'uso |  | 27.950 |  | 11.140 | 1.576 |  | 40.666
Altre variazioni |  |  | 86 | 492 |  |  | 578
Fondo ammortamento al 31.12.2025 | (1.362) | (297.348) | (36.070) | (237.222) | (82.711) | - | (654.713)
Fondo svalutazione al 31.12.2024 | - | - | (5) | - | - | (95) | (100)
(Svalutazione)/Ripristini di valore |  |  | (125) |  |  |  | (125)

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
241

Variazione area di consolidamento |  |  | (353) |  |  |  | (353)
Altre variazioni |  |  | (86) | (492) |  |  | (578)
Fondo svalutazione al 31.12.2025 | - | - | (569) | (492) | - | (95) | (664)
Saldo netto al 31.12.2024 | 18.597 | 267.270 | 19.095 | 27.513 | 27.691 | 23.161 | 383.327
Saldo netto al 31.12.2025 | 20.390 | 273.545 | 37.967 | 70.866 | 37.301 | 47.990 | 488.059
- di cui diritto d'uso | 4.177 | 31.723 | - | 42.689 | 32.912 | - | 111.501

Gli investimenti (136.666 mila euro) si riferiscono prevalentemente ad attrezzature industriali e commerciali (5.889 mila euro), immobilizzazioni in corso e acconti (28.115 mila euro) e beni in leasing (93.639 mila euro).
Gli ammortamenti (69.738 mila euro), si riferiscono ad ammortamenti economico – tecnici determinati sulla base della vita utile dei beni, ovvero sulla loro residua possibiità di utilizzazione da parte dell’impresa. L’ammortamento relativo a diritti d’uso è pari a 44.599 mila euro.
Il fondo svalutazione pari a 664 mila euro è incrementato principalmente per l’ingresso nell’area di consolidamento delle società del Gruppo 2i Rete Gas.
I Diritti d’uso sono dettagliati nella seguente tabella:

(migliaia di €) | 31.12.2024 | ammortamenti | Variazione area di consolidamento | incrementi | decrementi | riclassifiche | Altre variazioni | 31.12.2025
Terreni | 4.278 | (535) | - | 443 | - | (9) |  | 4.177
Fabbricati | 30.989 | (13.107) | 10.533 | 17.552 | (1.278) | (12.966) | - | 31.723
- immobili operativi | 30.989 | (13.107) | 10.533 | 17.552 | (1.278) | (12.966) |  | 31.723
Attrezzature industriali e commerciali | 10.227 | (14.922) | 8.446 | 51.340 | (98) | (11.066) | (1.238) | 42.689
- autovetture e ICT | 10.227 | (14.922) | 8.446 | 51.340 | (98) | (11.066) | (1.238) | 42.689
Altri beni | 23.926 | (16.036) | 4.625 | 24.304 | (1.390) | (2.517) |  | 32.912
| 69.420 | (44.600) | 23.604 | 93.639 | (2.766) | (26.558) | (1.238) | 111.501
Interessi passivi (inclusi negli oneri finanziari) | 1.376 |  |  |  |  |  |  | 2.567

I terreni e fabbricati, pari a 293.944 mila euro (285.867 mila euro al 31 dicembre 2024), comprendono principalmente fabbricati a uso uffici, officine, magazzini e depositi utilizzati nelle attività aziendali di cui diritti d’uso pari a 35.908 mila euro.
Gli impianti e macchinari (37.967 mila euro e 19.095 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relativi principalmente a impianti fotovoltaici e a colonnine di ricarica di auto elettriche.
Le attrezzature industriali e commerciali (70.857 mila di euro e 27.513 mila euro al 31 dicembre 2024) includono diritti d’uso pari a 42.689 mila euro relativi a infrastrutture informatiche e automezzi in leasing.
Nel corso dell’esercizio non si evidenziano variazioni nella vita utile stimata dei beni e nei coefficienti di ammortamento applicati ed esplicitati per categorie omogenee alla nota “Criteri di Valutazione - Immobili, impianti e macchinari”.
Sugli immobili, impianti e macchinari non sono costituite garanzie reali e non esistono restrizioni sulla loro titolarità e proprietà .
Gli impegni contrattuali per l’acquisizione di immobili, impianti e macchinari, nonché per la prestazione di servizi connessi alla loro realizzazione sono riportati alla nota “Garanzie, impegni e rischi”. Nel corso dell’esercizio non sono stati rilevati indicatori di impairment, né variazioni significative in merito alla valutazione circa la recuperabilità del valore iscritto in bilancio per Immobili, impianti e macchinar i.
13.1 Immobili, impianti e macchinari per settore di attività
Gli immobili, impianti e macchinari per settore di attività si analizzano come di seguito indicato:

(migliaia di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025
Costo storico | 914.839 | 1.143.929
Distribuzione gas | 836.656 | 1.060.698
Servizio Idrico | 13.875 | 15.461
Efficienza energetica | 38.714 | 42.351
Corporate | 25.594 | 25.419
Fondo ammortamento e fondo svalutazione | (531.511) | (655.870)
Distribuzione gas | (485.393) | (604.647)
Servizio Idrico | (11.960) | (13.106)
Efficienza energetica | (20.853) | (23.166)
Corporate | (13.305) | (14.951)
Valore netto contabile | 383.328 | 488.059
Distribuzione gas | 351.263 | 456.051
Servizio Idrico | 1.915 | 2.355
Efficienza energetica | 17.861 | 19.185
Corporate | 12.289 | 10.468

14) Attività immateriali
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
242
Le attività immateriali , di importo pari a 14.723.294 mila euro al 31 dicembre 2025 (8.883.270 mila euro al 31 dicembre 2024) presentano la composizione e movimentazione, di seguito esposta.

| 31.12.2024
| Vita utile definita |  | Vita utile indefinita |  |
(migliaia di €) | Accordi per servizi in concessione | Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | Immobilizzazioni in corso e acconti IFRIC 12 | Immobilizzazioni in corso e acconti | Altre attività immateriali |  | Avviamento |  | Totale
Costo al 31.12.2023 | 14.262.509 | 604.240 | 225.165 | 25.837 | 182.611 |  | 190.463 |  | 15.490.825
Investimenti | 638.950 | 15.500 | 182.870 | 14.062 | 27.305 |  | - |  | 878.687
Contributi pubblici | - | - | (21.424) | - | - |  | - |  | (21.424)
Variazione dell'area di consolidamento | 37.476 | 5 | - | - | - |  | - |  | 37.481
Dismissioni | (80.340) | (595) | - | - | (45) |  | - |  | (80.980)
Riclassifiche | 169.475 | 36.976 | (171.973) | (13.539) | (20.939) |  | - |  | -
Altre variazioni | (874.964) | - | - | - | - |  | - |  | (874.964)
Costo al 31.12.2024 | 14.153.106 | 656.126 | 214.638 | 26.360 | 188.932 |  | 190.463 |  | 15.429.625
Fondo ammortamento al 31.12.2023 | (6.002.778) | (507.691) |  |  | (155.508) |  |  |  | (6.665.977)
Ammortamenti | (454.151) | (38.305) |  |  | (3.655) |  |  |  | (496.111)
Variazione dell'area di consolidamento | (2.037) | - |  |  | - |  |  |  | (2.037)
Dismissioni | 31.061 | 135 |  |  | 44 |  |  |  | 31.240
Riclassifiche | 3.234 | (1.532) |  |  | (1.702) |  |  |  | -
Altre variazioni | 575.364 | - |  |  | - |  |  |  | 575.364
Fondo ammortamento al 31.12.2024 | (5.849.307) | (547.393) | - | - | (160.821) |  | - |  | (6.557.521)
Fondo svalutazione al 31.12.2023 | (48.251) | (10) | (2.686) | - | (1.292) |  |  |  | (52.239)
(Svalutazione)/Utilizzi | 12.565 | - | - | - | - |  |  |  | 12.565
Dismissioni | 839 | - | - | - | 1 |  |  |  | 840
Riclassifiche | (238) | - | 238 | - | - |  |  |  | -
Fondo svalutazione al 31.12.2024 | (35.085) | (10) | (2.448) | - | (1.291) |  | - |  | (38.834)
Saldo netto al 31.12.2023 | 8.211.480 | 96.539 | 222.479 | 25.837 | 25.811 |  | 190.463 |  | 8.772.609
Saldo netto al 31.12.2024 | 8.268.714 | 108.723 | 212.190 | 26.360 | 26.820 |  | 190.463 |  | 8.833.270

| 31.12.2025
| Vita utile definita |  | Vita utile indefinita |  |
(migliaia di €) | Accordi per servizi in concessione | Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno | Immobilizzazioni in corso e acconti IFRIC 12 | Immobilizzazioni in corso e acconti | Altre attività immateriali |  | Avviamento |  | Totale
Costo al 31.12.2024 | 14.153.106 | 656.126 | 214.638 | 26.360 | 188.932 |  | 190.463 |  | 15.429.625
Investimenti | 771.859 | 584 | 223.840 | 68.895 | 1.778 |  | - |  | 1.066.956
Contributi pubblici | (25.505) | - | - | - | - |  | - |  | (25.505)
Variazione dell'area di consolidamento | 8.853.080 | 297.116 | 63.530 | 583 | 9.910 |  | 522.531 |  | 9.746.751
Dismissioni | (95.246) | - | - | - | - |  | - |  | (95.246)
Riclassifiche | 228.078 | 30.617 | (150.183) | (30.616) | (77.896) |  |  |  | -
Altre variazioni | (523.723) | 1.991 | (35.342) | (4.980) | (16.936) |  | (21.950) |  | (600.940)
Costo al 31.12.2025 | 23.361.649 | 986.434 | 316.483 | 60.242 | 105.788 |  | 691.044 |  | 25.521.641
Fondo ammortamento al 31.12.2024 | (5.849.307) | (547.393) | - | - | (160.821) |  | - |  | (6.557.521)
Ammortamenti | (580.485) | (57.216) |  |  | (4.906) |  |  |  | (642.606)
Variazione dell'area di consolidamento | (3.580.149) | (248.226) |  |  | (9.654) |  |  |  | (3.838.029)
Dismissioni | 52.058 |  |  |  |  |  |  |  | 52.058
Riclassifiche | (93.940) | - | - | - | 93.940 |  |  |  | -
Altre variazioni | 290.579 | 3.557 |  |  | 1.779 |  |  |  | 295.915
Fondo ammortamento al 31.12.2025 | (9.761.244) | (849.277) | - | - | (79.662) |  | - |  | (10.690.183)
Fondo svalutazione al 31.12.2024 | (35.085) | (10) | (2.448) | - | (1.291) |  | - |  | (38.834)
(Svalutazione)/Utilizzi | 20.883 | - | (1.500) |  |  |  |  |  | 19.383
Riclassifiche | 6.232 | (361) | (5.871) |  |  |  |  |  | -
Variazione dell'area di consolidamento | (92.513) | - | - | - | 336 |  |  |  | (92.177)
Altre variazioni | 3.800 | - | - | - | (336) |  |  |  | 3.464
Fondo svalutazione al 31.12.2025 | (96.683) | (371) | (9.819) | - | (1.291) |  | - |  | (108.164)
Saldo netto al 31.12.2024 | 8.268.714 | 108.723 | 212.190 | 26.360 | 26.820 |  | 190.463 |  | 8.833.270
Saldo netto al 31.12.2025 | 13.503.722 | 136.786 | 306.664 | 60.242 | 24.835 |  | 691.044 |  | 14.723.294

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
243
La voce investimenti, pari a 1.066.956 mila euro, include gli investimenti tecnici realizzati nel corso dell’esercizio (995.699 mila euro, prevalentemente per estensione e manutenzione straordinaria della rete e la sostituzione di misuratori) e investimenti nelle altre immobilizzazioni immateriali pari a 71.257 mila euro.
Gli Accordi per servizi in concessione (comprensivi delle relative immobilizzazioni in corso), pari a 13.810.386 mila euro (8.480.904 mila euro al 31 dicembre 2024), riguardano gli accordi tra settore pubblico e privato (“Service concession arrangements”) relativi allo sviluppo, finanziamento, gestione e manutenzione di infrastrutture in regime di concessione tramite affidamento da parte dell’ente concedente. Le disposizioni relative agli Accordi per servizi in concessione risultano applicabili per Italgas nell’ambito del servizio pubblico di distribuzione di gas naturale in Italia e in Grecia e del servizio idrico, ovvero agli accordi nell’ambito dei quali l’operatore si impegna a fornire il servizio pubblico di distribuzione del gas naturale e del servizio idrico alla tariffa stabilita dell’Autorità, detenendo il diritto di utilizzo dell’infrastruttura, e al fine di erogare il servizio pubblico. Tale voce accoglie per 99.893 mila euro anche il valore residuo dell’attività immateriale “licenze” rilevata in sede di Purchase Price Allocation del Gruppo Enaon relativa alle licenze della distribuzione del gas in Grecia con scadenza al 2043. La variazione derivante dall’ingresso nel corso dell’esercizio 2025 nel perimetro di consolidamento delle società del Gruppo 2i Rete Gas ammonta a 5.243.949 mila euro. La voce Atre variazioni include i beni destinati alla vendita pari a 250.781 mila euro (costo storico di 480.192 mila euro e fondo ammortamento di 229.411 mila euro). Per maggiori dettagli si rimanda alla nota 17) Attività e passività destinate alla vendita.
Le variazioni dell’area di consolidamento del 2025 si riferiscono all’operazione di aggregazione aziendale di 2i Rete Gas, mentre quelle del 2024 si riferiscono all’operazione di aggregazione aziendale di Acqua Campania che gestisce tramite contratto concessorio l’Acquedotto della Campania Occidentale.
Le Immobilizzazioni in corso IFRIC 12 pari a 306.664 mila euro (212.190 mila euro al 31 dicembre 2024) si riferiscono principalmente a nuove reti in costruzione e digitalizzazione delle reti di distribuzione del gas naturale. La variazione derivante dall’ingresso nel perimetro di consolidamento delle società del Gruppo 2i Rete Gas ammonta a 63.530 mila euro.
I Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell’ingegno, pari a 136.786 mila euro (108.723 mila euro al 31 dicembre 2024), riguardano prevalentemente sistemi informativi e applicativi a supporto dell’attività operativa.
Le Altre attività immateriali pari a 24.835 mila euro (26.820 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relative principalmente alla customer list dell’acquisizione di un business ESCo.
Le Attività immateriali a vita utile indefinita pari a 691.044 mila euro (190.463 mila euro al 31 dicembre 2024), si riferiscono principalmente agli avviamenti emersi in relazione al processo di allocazione dei prezzi pagati per le società acquisite negli esercizi precedenti. L‘incrementano di pari a 500.581 mila euro è dovuto alla già citata acquisizione di 2i Rete Gas. In particolare, la variazione dell’area di consolidamento inziale ammonta a 522.531 mila euro successivamente ridotta di 21.950 mila euro a seguito della riclassifica alle Attività non correnti destinate alla vendita in ottemperanza al provvedimento dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM). Si rimanda per ulteriori chiarimenti alla nota “Attività e passività destinate alla vendita“.
Alla data di chiusura del presente documento, il processo di allocazione del prezzo di acquisto (Purchase Price Allocation – PPA) dell’operazione 2i Rete Gas è stato completato. Tuttavia, il Gruppo si riserva di rilevare in via definitiva gli effetti della PPA entro il termine di 12 mesi dalla data di acquisizione, ossia entro il 31 marzo 2026, come previsto dallo standard IFRS 3. Eventuali rettifiche derivanti dalla finalizzazione della PPA saranno contabilizzate retroattivamente, riesponendo i dati comparativi, se necessario.
Il fondo svalutazione, pari a 108.164 mila euro (38.834 mila euro al 31 dicembre 2024), si incrementa di 92.513 mila euro a seguito dell’acquisizione di 2i Rete Gas, riguarda essenzialmente gli accordi per servizi in concessione ed è riferito a strumenti di misura, in relazione alle dismissioni effettuate nel corso dell’esercizio di strumenti di misura risultati non funzionanti anticipatamente rispetto alla loro vita utile.
I costi di ricerca e sviluppo del periodo sono ricompresi nella voce Immobilizzazioni in corso e comprendono i costi sostenuti per lo sviluppo proprietario del misuratore Nimbus.
Gli impegni contrattuali per l’acquisto di attività immateriali nonché per la prestazione di servizi connessi alla loro realizzazione sono riportati alla nota “Garanzie, impegni e rischi”.
Impairment test
Il valore contabile delle attività materiali e immateriali viene periodicamente rivisto come previsto dallo IAS 36, che richiede di valutare l’esistenza di indicatori di perdite di valore (“impairment”). Nel caso di avviamenti, di attività immateriali a vita utile indefinita o di attività immateriali non ancora disponibili per l’uso, tale valutazione viene effettuata almeno annualmente e ogni qualvolta vi è indicazione di possibile perdita di valore. Nel 2025, il test di impairment è stato eseguito per tutte le seguenti unità generatrici di flussi finanziari (“ cash generating unit ” o “CGU”):
- Distribuzione e misura gas naturale e altri gas;
- Distribuzione e misura gas naturale all’estero;
- Servizio idrico integrato;
- Attività diverse (ESCo).
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
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Come previsto dallo IAS 36, la recuperabilità dei valori iscritti è verificata confrontando il valore contabile del capitale investito netto (“ carryng amount ”) iscritto in bilancio riferito a ciascuna CGU, comprensivo, ove presente, dell’avviamento, con il suo valore recuperabile (“ recoverable amount ”), determinato come il maggiore tra il valore che è possibile ottenere dall’uso dell’attività ("value in use") nelle sue condizioni correnti e quello ricavabile dalla vendita dell’attività ("fair value"), al netto dei costi di dismissione (" fair value, less cost of disposal ").
L’avviamento rilevato a seguito di business combination è attribuito alle CGU che beneficiano delle sinergie derivanti dall’acquisizione e risulta così allocato:
- Distribuzione e misura gas naturale e altri gas: 566,8 milioni di euro (66,2 milioni di euro al 31 dicembre 2024, incrementato a seguito dell’acquisizione del Gruppo 2i Rete Gas);
- Distribuzione e misura gas naturale all’estero: 115,8 milioni di euro (invariato rispetto all’esercizio comparativo);
- Attività diverse (ESCo - Energy Service Company): 8,4 milioni di euro (invariato rispetto all’esercizio comparativo).
Con riferimento alla CGU “Distribuzione e misura gas naturale e altri gas” il valore recuperabile è stato stimato come il valore del Capitale investito netto riconosciuto ai fini tariffari (RAB - Regulatory Asset Base) dall’Autorità. L’utilizzo della RAB ai fini della stima del valore recuperabile è un metodo generalmente accettato nell’ambito dei settori utility regolati.
All’esito del test condotto non sono emerse perdite di valore.
Con riferimento alle CGU “Distribuzione e misura gas naturale all’estero”, il valore recuperabile è stato stimato secondo la metodologia del valore d’uso determinato sulla base del Discounted Cash Flow (DCF) Method. I flussi di cassa attesi per il periodo esplicito 2025-2031 sono derivati dal Piano strategico 2025-2031 approvato dal Consiglio d’Amministrazione di Italgas il 29 ottobre 2025 (di seguito Piano strategico 2025-2031) e il valore terminale è stimato pari alla RAB alla fine del periodo di piano incrementata del 15% (come previsto dalla regolazione applicabile in Grecia). I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC post-tax del 4,7% (invariato rispetto al 31 dicembre 2024).
Le principali assunzioni alla base dei flussi di cassa attesi per il periodo esplicito hanno riguardato: (i) l’ammontare e il timing degli investimenti per ampliamento, digitalizzazione della rete di distribuzione e sostituzione dei misuratori tradizionali con smart meeter, (ii) il numero dei punti di riconsegna da acquisire nell’arco di piano con un tasso di crescita medio annuo cumulato (“CAGR“) del 6,5% e (iii) le ipotesi circa i volumi di gas vettoriato nell’arco di piano (si stima un incremento dei consumi con un CAGR del +7,5%), rilevanti per la generazione di cassa, incluse le tempistiche di incasso della Recoverable Difference. Tali assunzioni sono basate su dati storici e report pubblici circa l‘andamento del mercato del gas e dei relativi consumi.
All’esito del test condotto non sono emerse perdite di valore. È stata condotta una valutazione di sensitivity sul recupero del 50% della cosiddetta Recoverable Difference oltre l’orizzonte di piano (2031) e anche all’esito di tale verifica non si rilevano perdite di valore. L’headroom del caso base - terminal value RAB +15% - è pari a circa 93 milioni di euro (86 milioni di euro al 31 dicembre 2024) e si azzera in caso di incremento di 1,4 punti percentuali del WACC post-tax.
Con riferimento alla CGU “Servizio idrico integrato” il valore recuperabile è stato stimato come il valore del Capitale Investito Netto riconosciuto ai fini tariffari dall’Autorità (CIN) tenuto conto dei Conguagli Tariffari (componente RC del Vincolo ai Ricavi del Gestore). L’utilizzo del CIN tariffario comprensivo dei conguagli ai fini della stima del valore recuperabile è un metodo generalmente accettato nell’ambito del settore. Il valore del CIN è stimato aggiornando l’ultimo dato approvato dagli enti competenti con le variazioni intercorse fino alla data di bilancio; la stima include le variazioni del CIN (incrementi, dismissioni, contributi e ammortamenti) e il tasso di rivalutazione. All’esito del test condotto non sono emerse perdite di valore.
Con riferimento alla CGU “Attività diverse (ESCo)” il valore recuperabile è stato determinato, come valore d’uso, sulla base dei flussi di cassa derivanti dal Piano strategico 2025-2031 approvato dal management con la metodologia del Discounted Cash Flow (DCF) Method.
I flussi di cassa sono stati attualizzati al WACC post-tax del 4,7% e del 6,0% (al 31 dicembre 2024 il range era 4,7% - 8,1%), rispettivamente per le attività fotovoltaiche e per quelle dei servizi di efficientamento energetico. Il valore terminale è stato stimato per il business degli interventi di efficientamento energetico come perpetuity a fine piano (2031) tenuto conto di un growth rate (g) pari al 2%, in linea con l’inflazione attesa. Per la quota di business fotovoltaico i flussi del periodo di piano sono stati estesi lungo il periodo di vita residua degli impianti.
Il valore d’uso determinato secondo le modalità sopra descritte è risultato superiore al valore del capitale investito netto della CGU, pertanto, non sono emerse perdite di valore.
La recuperabilità del valore del capitale investito della CGU è stata inoltre confermata da un‘analisi di sensitivity prevedendo un valore terminale basato su un multiplo EBITDA 2031 del 7x. L’headroom del caso base con TV perpetuity è di circa 75 milioni di euro (39 milioni di euro al 31 dicembre 2024). Affinché il fair value sia uguale
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al valore contabile, è necessario un aumento del tasso di sconto di 1,1 punti percentuali per i servizi di efficienza energetica e di 7,0 punti percentuali per il fotovoltaico.
14.1 Attività immateriali per settore di attività
Le attività immateriali per settore di attività si analizzano come di seguito indicato:

(migliaia di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025
Costo storico | 15.429.624 | 25.521.640
Distribuzione gas | 15.272.145 | 25.384.922
Servizio Idrico | 117.935 | 96.088
Efficienza energetica | 36.643 | 37.079
Corporate | 2.901 | 3.551
Fondo ammortamento e fondo svalutazione | (6.596.354) | (10.798.348)
Distribuzione gas | (6.515.969) | (10.739.888)
Servizio Idrico | (66.335) | (42.131)
Efficienza energetica | (13.007) | (14.634)
Corporate | (1.043) | (1.695)
Valore netto contabile | 8.833.270 | 14.723.293
Distribuzione gas | 8.756.176 | 14.645.035
Servizio Idrico | 51.600 | 53.957
Efficienza energetica | 23.636 | 22.445
Corporate | 1.858 | 1.856

15) Partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto
Le Partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto , di importo pari a 166.778 mila euro (155.715 mila euro al 31 dicembre 2024), presentano la seguente composizione e movimentazione:

(migliaia di €) | 31.12.2023 | Incrementi per investimenti | Quota del risultato in partecipazioni in società collegate/joint venture (*) | Decremento per dividendi | Altre variazioni | 31.12.2024
Umbria Distribuzione Gas S.p.A. | 1.467 |  | (418) |  |  | 1.049
Metano Sant'Angelo Lodigiano S.p.A. | 1.077 |  | 73 | (93) |  | 1.057
Gesam Reti S.p.A. | 21.417 |  | 1.556 | (868) |  | 22.105
Enerpaper S.r.l. | 488 |  | (488) |  |  | -
Energie Rete Gas S.r.l. | 21.896 |  | (268) |  |  | 21.628
Siciliacque S.p.A. | 52.828 | 15.000 | 4.292 |  | (40) | 72.080
Acqualatina S.p.A. | 32.598 |  | 5.198 |  |  | 37.796
| 131.771 | 15.000 | 9.945 | (961) | (40) | 155.715
(*) I valori riportati sono integrati con le rettifiche operate in applicazione del criterio di valutazione al patrimonio netto.

(migliaia di €) | 31.12.2024 | Incrementi per investimenti | Quota del risultato in partecipazioni in società collegate/joint venture (*) | Decremento per dividendi | Altre variazioni | 31.12.2025
Umbria Distribuzione Gas S.p.A. | 1.049 |  | 1.733 |  |  | 2.782
Metano Sant'Angelo Lodigiano S.p.A. | 1.057 |  | 237 | (130) |  | 1.164
Gesam Reti S.p.A. | 22.105 |  | 1.304 | (975) |  | 22.434
Energie Rete Gas S.r.l. | 21.628 |  | (142) |  |  | 21.486
Siciliacque S.p.A. | 72.080 |  | 1.303 |  |  | 73.383
Acqualatina S.p.A. | 37.796 |  | 4.258 |  |  | 42.054

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Melegnano Energia Ambiente | - |  | 47 | (45) | 3.475 | 3.477
| 155.715 | - | 8.738 | (1.150) | 3.475 | 166.778
(*) I valori riportati sono integrati con le rettifiche operate in applicazione del criterio di valutazione al patrimonio netto.

Sulle partecipazioni non sono costituite garanzie reali a eccezione (i) delle azioni di Acqualatina S.p.A. che sono gravate da pegno a favore di Banco BPM a garanzia di un finanziamento di progetto; (ii) delle azioni detenute di Siciliacque S.p.A. che sono gravate da pegno a favore delle banche finanziatrici UniCredit S.p.A. e Intesa Sanpaolo S.p.A. a garanzia del project finance non recourse concesso alla partecipata.
Il Gruppo ha effettuato la verifica del valore recuperabile per tutte le partecipazioni detenute, pur in assenza di impairment indicator.
Con riferimento alle partecipazioni Gesam Reti S.p.A., Umbria Distribuzione Gas S.p.A. e Metano Sant’Angelo Lodigiano S.p.A., il valore recuperabile è stato stimato come il valore del Capitale Investito Netto riconosciuto ai fini tariffari (RAB – Regulatory Asset Base) riconosciuto dall’Autorità al netto della posizione finanziaria netta. L’utilizzo della RAB ai fini della stima del valore recuperabile è un metodo generalmente accettato nell’ambito dei settori utility regolati. All’esito del test condotto non sono emerse perdite di valore.
Il valore recuperabile di Energie Rete Gas è stato determinato, come valore d’uso, sulla base dei flussi di cassa derivanti dal Piano 2026-2040, elaborato dal management del Gruppo, con la metodologia del Discounted Cash Flow (DCF) Method. Inoltre, il valore terminale è stato stimato pari al valore della RAB alla fine del periodo di piano, incrementato del 10%. I flussi di cassa sono stati attualizzati a un tasso rappresentativo del costo medio ponderato del capitale investito (WACC) pari al 4,44%. Il valore d’uso determinato secondo le modalità sopra descritte è risultato superiore al valore della partecipazione, pertanto, non sono emerse perdite di valore.
Il valore recuperabile delle partecipazioni in Siciliacque S.p.A. e Acqualatina S.p.A. è stato stimato come il valore del Capitale Investito Netto riconosciuto ai fini tariffari tenuto conto dei conguagli tariffari (componente RC del Vincolo ai Ricavi del Gestore) al netto della posizione finanziaria netta. L’utilizzo del CIN tariffario comprensivo dei conguagli ai fini della stima del valore recuperabile è un metodo generalmente accettato nell’ambito del settore. All’esito del test condotto non sono emerse perdite di valore. Si segnala che Siciliacque S.p.A. ha presentato la proposta tariffaria agli enti competenti ed è in attesa di formale approvazione.
Le imprese consolidate, le imprese controllate congiuntamente con altri soci, le imprese collegate nonché le altre partecipazioni rilevanti sono distintamente indicate nell’Allegato “Imprese e partecipazioni di Italgas S.p.A. al 31 dicembre 2025” che fa parte integrante delle presenti note.
Altre informazioni sulle partecipazioni
Coerentemente alle disposizioni richieste dal principio contabile internazionale IFRS 12 Informativa sulle partecipazioni in altre entità“, di seguito è riportata la sintesi dei dati economico - finanziari delle imprese a controllo congiunto e collegate. La presentazione aggregata non occulta le informazioni rilevanti e consente di fornire una visione più chiara delle partecipazioni in entità similari.
Partecipazioni in imprese a controllo congiunto
I dati economico - finanziari relativi alle partecipazioni in società a controllo congiunto operanti nella distribuzione del gas naturale e riferiti ai valori di bilancio redatti in base ai principi IFRS 156 , sono di seguito riportati in funzione della loro rilevanza:

| 31.12.2024
(migliaia di €) | Distribuzione gas
Attività correnti | 1.125
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 865
Attività non correnti | 6.751
Totale attività | 7.876
Passività correnti | (2.895)
- di cui passività finanziarie correnti | (2.606)
Passività non correnti | (2.867)
- di cui passività finanziarie non correnti | -
Totale passività | (5.762)

156 Si specifica che i valori si riferiscono ai reporting package preliminari e/o approvati.
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Patrimonio Netto | 2.114
Quota di spettanza del gruppo | 1.057
Altre rettifiche | 0
Valore di iscrizione | 1.057
Ricavi | 1.619
Costi operativi | (909)
Ammortamenti e svalutazioni | (299)
Risultato operativo | 411
Proventi (oneri) finanziari | (129)
Imposte sul reddito | (79)
Utile netto | 203
Totale utile complessivo | 203
Quota di spettanza del gruppo | 102

| 31.12.2025
(migliaia di €) | Distribuzione gas
Attività correnti | 1.790
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 843
Attività non correnti | 6.640
Totale attività | 8.430
Passività correnti | (3.506)
- di cui passività finanziarie correnti | -
Passività non correnti | (2.597)
- di cui passività finanziarie non correnti | (2.500)
Totale passività | (6.103)
Patrimonio Netto | 2.327
Quota di spettanza del gruppo | 1.164
Altre rettifiche | 0
Valore di iscrizione | 1.164
Ricavi | 1.892
Costi operativi | (872)
Ammortamenti e svalutazioni | (326)
Risultato operativo | 694
Proventi (oneri) finanziari | (112)
Imposte sul reddito | (166)
Utile netto | 416
Totale utile complessivo | 416
Quota di spettanza del gruppo | 208

Metano Sant’Angelo Lodigiano S.p.A.
Metano Sant’Angelo Lodigiano S.p.A. è una società attiva nel settore della distribuzione di gas naturale nei comuni di Sant’Angelo Lodigiano (LO), Villanova del Sillaro nella Frazione Bargano (LO), Castiraga Vidardo (LO), Marudo (LO) e Villanterio (PV).
Il capitale sociale di Metano Sant’Angelo Lodigiano S.p.A. è detenuto da Italgas S.p.A. (50%) e dal Comune di Sant’Angelo Lodigiano (50%). Le regole di governance societarie prevedono che le decisioni sulle attività rilevanti debbano essere prese con il consenso unanime tra il socio privato (Italgas S.p.A.) e il Socio Pubblico (Comune).
Partecipazioni in imprese collegate
Di seguito sono riportate alcune informazioni economico e finanziarie delle società collegate 157 giudicate significative, contabilizzate con il metodo del patrimonio netto come richiesto dall'IFRS 12 - “Informativa sulle partecipazioni in altre entità“:

| 31.12.2024
(migliaia di €) | Distribuzione gas | Trasporto gas | Servizio idrico
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 5.643 | 4.420 | 63.624
Attività non correnti | 71.274 | 119.880 | 391.156
Totale attività | 94.360 | 145.496 | 766.361
Passività correnti | (29.378) | (11.128) | (346.260)
- di cui passività finanziarie correnti | (7.238) | (1.721) | (36.139)
Passività non correnti | (21.977) | (99.932) | (181.517)

157 Si specifica che i valori di bilancio delle società collegate si riferiscono ai reporting package preliminari e/o approvati.
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- di cui passività finanziarie non correnti | (10.814) | (99.932) | (88.786)
Totale passività | (51.355) | (111.060) | (527.777)
Patrimonio Netto | 43.005 | 34.436 | 238.584
Quota di spettanza del gruppo | 18.616 | 16.874 | 144.795
Altre rettifiche | 4.538 | 4.755 | (34.918)
Valore della partecipazione | 23.154 | 21.629 | 109.877
Ricavi | 21.936 | 15.859 | 203.578
Costi operativi | (12.381) | (3.693) | (134.534)
Ammortamenti e svalutazioni | (3.979) | (5.316) | (47.257)
Risultato operativo | 5.576 | 6.850 | 21.787
Proventi (oneri) finanziari | (723) | (6.405) | 827
Imposte sul reddito | (1.614) | (929) | (6.049)
Utile netto | 3.239 | (484) | 16.565
Totale utile complessivo | 3.239 | (484) | 16.565
Quota di spettanza del gruppo | 1.378 | (237) | 9.529

| 31.12.2025
(migliaia di €) | Distribuzione gas | Trasporto gas | Servizio idrico
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti | 8.883 | 983 | 61.313
Attività non correnti | 75.764 | 125.369 | 539.308
Totale attività | 103.575 | 149.206 | 877.519
Passività correnti | (25.456) | (4.332) | (334.867)
- di cui passività finanziarie correnti | (4.413) | - | (5.600)
Passività non correnti | (20.951) | (110.434) | (293.291)
- di cui passività finanziarie non correnti | (11.420) | (109.198) | (97.087)
Totale passività | (46.407) | (114.766) | (628.158)
Patrimonio Netto | 57.168 | 34.440 | 249.361
Quota di spettanza del gruppo | 24.419 | 16.876 | 150.525
Altre rettifiche | 4.273 | 4.610 | (35.088)
Valore della partecipazione | 28.692 | 21.486 | 115.437
Ricavi | 25.223 | 15.754 | 188.472
Costi operativi | (9.488) | (4.040) | (132.834)
Ammortamenti e svalutazioni | (4.272) | (5.851) | (33.702)
Risultato operativo | 11.463 | 5.863 | 21.936
Proventi (oneri) finanziari | (804) | (5.956) | (6.176)
Imposte sul reddito | (3.384) | (401) | (5.239)
Utile netto | 7.275 | (494) | 10.521
Totale utile complessivo | 7.275 | (494) | 10.521
Quota di spettanza del gruppo | 3.195 | (242) | 5.638

Umbria Distribuzione Gas S.p.A.
Umbria Distribuzione Gas S.p.A. è una società attiva nel settore della distribuzione di gas naturale nella Regione Umbria.
Il capitale sociale di Umbria Distribuzione Gas S.p.A. è detenuto da Italgas S.p.A. (45%), da A.S.M. Terni S.p.A. (40%) e da Acea S.p.A. (15%).
Umbria Distribuzione Gas gestisce il servizio di distribuzione di gas naturale nel comune di Terni, avvalendosi di un sistema integrato di infrastrutture, in prevalenza di proprietà di Terni Reti S.r.l., controllata al 100% dal Comune stesso.
Gesam Reti S.p.A.
Gesam Reti S.p.A. è una società attiva nel settore della distribuzione di gas naturale e gestione della rete (partecipata al 42,96% da Toscana Energia S.p.A.) nel comune di Lucca e in altri 7 comuni della provincia.
Energie Rete Gas S.r.l.
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Energie Rete Gas S.r.l. è una società attiva nel settore del trasporto gas attraverso una rete di metanodotti regionali collocata in Valle D'Aosta, Piemonte, Liguria, Toscana e Sardegna.
Il capitale sociale della società è detenuto da Energetica S.p.A. (51%) e da Medea S.p.A. (49%).
Siciliacque S.p.A.
Siciliacque S.p.A. esercita in Sicilia in regime di concessione i servizi di captazione, accumulo, potabilizzazione e adduzione dell’acqua a livello di sovrambito. È partecipata al 75% da Idrosicilia S.r.l. e per il restante 25% dalla Regione Sicilia che esercita il controllo.
Acqualatina S.p.A.
Acqualatina S.p.A. è una società mista a controllo pubblico attiva nel Servizio Idrico nella Provincia di Latina e nel basso Lazio (Ambito Territoriale Ottimale n. 4 Lazio Meridionale o ATO4). Il 51% del capitale è detenuto dai comuni dell’ATO4 e il restante 49% da Idrolatina S.r.l..
Melegnano Energia Ambiente S.p.A.
Melegnano Energia Ambiente S.p.A. è una società attiva nella fornitura di servizi pubblici locali, compresa la distribuzione gas e acqua potabile, nei comuni di Melegano e Binasco.
Il capitale sociale della società è detenuto dall’Amministrazione comunale di Melegnano (60%) e da Italgas Reti S.p.A. (40%).
16) Attività finanziarie non correnti
Le attività finanziarie non correnti pari a 349.295 mila euro (339.747 mila euro al 31 dicembre 2024), sono così dettagliate:

(migliaia di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025
Crediti finanziari | 319.388 | 324.027
Altre partecipazioni | 20.359 | 25.268
| 339.747 | 349.295

La voce dei Crediti finanziari di 324.027 mila euro (319.388 al 31 dicembre 2024) accoglie principalmente il valore residuo della Concessione di distribuzione del gas di Roma (stipulata nel 2012 e scaduta nel novembre del 2024) pari a 299,6 milioni di euro. La concessione stabiliva per il gestore (Italgas Reti S.p.A.) il diritto incondizionato di ricevere tale ammontare alla scadenza.
La voce Altre partecipazioni pari a 25.268 mila euro è relativa alla valutazione al fair value delle partecipazioni in Picarro Inc. (16.637 mila euro) e Reti Distribuzione S.p.A. (8.400 mila euro).
17) Attività e passività destinate alla vendita
Le attività destinate alla vendita, di importo pari a 281.410 mila euro (5.351 mila euro al 31 dicembre 2024) e le passività destinate alla vendita pari a 46.252 mila euro, sono prevalentemente relative alla cessione di un numero definito di punti di riconsegna (PdR) in specifici ATEM definiti dall’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) a seguito dell’acquisizione di 2i Rete Gas.
Il 6 giugno 2025 Italgas ha pubblicato un avviso per la cessione del controllo delle attività corrispondenti ad almeno il 20% dei PdR totali negli ATEM di Agrigento, Bari 2, Benevento, Brescia 5, Caltanissetta, Campobasso, Caserta 2, Catania 1, Frosinone 2, L’Aquila 2, Mantova 2, Massa Carrara, Matera, Messina 2, Napoli 2, Novara 2, Padova 2, Padova 3, Potenza 1, Potenza 2, Ragusa, Reggio di Calabria-Vibo Valentia, Roma 4, Roma 5, Salerno 1, Salerno 3, Teramo, Torino 6, Trapani, Varese 1, Viterbo. Inoltre, Italgas ha pubblicato un avviso per la cessione del controllo delle attività detenute negli ATEM di Barletta-Andria-Trani, Caserta 1, Cosenza 2, Pisa corrispondenti al numero di PdR che Italgas S.p.A. ha acquisito da 2i Rete Gas S.p.A..
L’Autorità ha completato la valutazione dell’idoneità dei potenziali acquirenti e, in conformità al Provvedimento AGCM n. 31476, Italgas ha proceduto all’aggiudicazione delle attività di distribuzione del gas in dodici ambiti territoriali (ATEM), tra cui Bari 2, Barletta-Andria-Trani, Brescia 5, Campobasso, Frosinone 2, Massa Carrara, Padova 2 e 3, Pisa, Roma 5, Teramo e Viterbo. Gli acquirenti selezionati attraverso una procedura competitiva
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sono Ascopiave S.p.A., Erogasmet S.p.A., GP Infrastrutture S.r.l. e un’associazione temporanea di imprese composta da Plures (ex Alia Servizi Ambientali S.p.A.), Estra S.p.A. e Centria S.r.l..
In totale verranno ceduti 247.000 punti di riconsegna, le reti e gli impianti a servizio, il relativo personale coinvolto e gli attivi necessari alla gestione del servizio, per un corrispettivo complessivo di 253,1 milioni di euro. Il 1° marzo 2026 sono stati ceduti gli ATEM di Bari2, Barletta-Andria-Trani, Pisa e Teramo all’ATI Plures, Estra e Centria, per circa 120.000 PdR attivi. Le restanti cessioni avverranno entro il secondo trimestre 2026.
Si veda il punto 39 - Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio per gli aggiornamenti relativi alla procedura di cessione.

(migliaia di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025
Attività destinate alla vendita | 5.351 | 281.410
di cui Avviamento |  | 21.950
Passività direttamente associabili | - | (46.252)
| 5.351 | 235.158

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
251
18) Passività finanziarie correnti e non correnti
Le passività finanziarie correnti, di importo pari a 975.322 mila euro (980.569 mila euro al 31 dicembre 2024) e le passività finanziarie non correnti, di importo pari a 10.440.320 mila euro (6.205.299 mila euro al 31 dicembre 2024) si analizzano come segue:

(migliaia di €) | 31.12.2024
Passività correnti |  | Passività non correnti
Passività correnti | Quota corrente delle passività a lungo termine | Totale passività correnti |  | Quota non corrente con scadenza entro 5 anni | Quota non corrente con scadenza oltre 5 anni | Totale passività non correnti
Finanziamenti bancari | 250.334 | 70.744 | 321.078 |  | 429.099 | 483.548 | 912.647
Prestiti obbligazionari |  | 569.817 | 569.817 |  | 3.111.521 | 2.136.922 | 5.248.443
Debiti finanziari IFRS 16 e IFRIC12 | 24.625 | 21.649 | 46.274 |  | 34.940 | 9.269 | 44.209
Altri finanziatori | 43.376 | 24 | 43.400 |  |  |  |
| 318.335 | 662.234 | 980.569 |  | 3.575.560 | 2.629.739 | 6.205.299
(migliaia di €) | 31.12.2025
Passività correnti |  | Passività non correnti
Passività correnti | Quota corrente delle passività a lungo termine | Totale passività correnti |  | Quota non corrente con scadenza entro 5 anni | Quota non corrente con scadenza oltre 5 anni | Totale passività non correnti
Finanziamenti bancari | 2.069 | 322.847 | 324.916 |  | 1.915.785 | 389.723 | 2.305.508
Prestiti obbligazionari |  | 550.864 | 550.864 |  | 4.980.920 | 3.076.111 | 8.057.031
Debiti finanziari IFRS 16 e IFRIC12 | 24.625 | 30.297 | 54.922 |  | 61.232 | 16.549 | 77.781
Altri finanziatori | 44.596 | 24 | 44.620 |  |  |  | -
| 71.290 | 904.032 | 975.322 |  | 6.957.937 | 3.482.383 | 10.440.320

Il 6 marzo 2025, nell’ambito del Programma EMTN, Italgas ha collocato un’emissione obbligazionaria “dual- tranche” a 5 e 9 anni con scadenza 6 marzo 2030 e 2034, entrambe a tasso fisso e per un ammontare di 500 milioni di euro cadauna, con una cedola annuale pari rispettivamente a 2,875% e 3,500%.
Il 31 marzo 2025 Italgas ha utilizzato la linea di credito c.d. Bridge pari a 1.000 milioni di euro, concessa in forza del contratto di finanziamento sottoscritto in data 5 ottobre 2024 con J.P. Morgan Chase Bank, N.A. - Milan Branch, Banco BPM S.p.A., Bank of America Europe Designated Activity Company - Milan Branch, Citibank N.A. - Milan Branch, Morgan Stanley Bank AG e Société Générale - Milan Branch, in qualità di banche finanziatrici. Tale linea è stata totalmente rimborsata il 20 giugno grazie all’aumento di capitale.
Il 16 maggio 2025 Italgas ha sottoscritto, con primari istituti di credito, due finanziamenti bancari a tasso variabile di importo pari a 300 milioni di euro (importo complessivo di 600 milioni di euro) e durata pari a 3 anni.
Il 17 giugno 2025 Italgas ha sottoscritto, con un primario istituto di credito, un finanziamento bancario a tasso variabile, per un importo complessivo di 300 milioni di euro e durata pari a 3 anni. Inoltre, nel mese di settembre Italgas ha ottenuto l’erogazione di due finanziamenti bancari a tasso variabile di importo complessivo 500 milioni e di durata 3 anni, utilizzati per il rimborso di un prestito obbligazionario in scadenza l’11 settembre.
Il 10 luglio 2025 CONSOB ha approvato il nuovo Programma EMTN (Euro Medium Term Notes) dall’importo massimo nominale di 5 miliardi di euro che prevede l’emissione di uno o più prestiti obbligazionari non convertibili da eseguirsi entro il termine di un anno, da collocare esclusivamente presso investitori istituzionali. Il nuovo Programma EMTN Italgas è il primo esempio di programma EMTN per le società in Italia che prevede l’emissione dei titoli in forma dematerializzata, con quotazione presso il Mercato Telematico delle Obbligazioni (“MOT”), gestito da Borsa Italiana S.p.A.
Come richiesto dallo IAS 7 (§44A), di seguito si presenta il prospetto contenente la riconciliazione delle variazioni delle passività derivanti da attività di finanziamento, distinguendo tra variazioni derivanti da flussi di cassa finanziari e da altre variazioni non monetarie.

| Valori al | Flusso di cassa | Valori al |  |
(migliaia di €) | 31.12.2024 | Altre variazioni | Aggregazioni aziendali | 31.12.2025
Finanziamenti bancari | 1.233.725 | 1.073.071 | (12.798) | 336.425 | 2.630.423

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
252

di cui correnti | 321.078 | (324.539) | 307.861 | 20.516 | 324.916
di cui non correnti | 912.647 | 1.397.610 | (320.659) | 315.909 | 2.305.507
Prestiti obbligazionari | 5.818.260 | (2.500) | 73.998 | 2.718.137 | 8.607.895
di cui correnti | 569.817 | (1.000.000) | 445.381 | 535.384 | 550.582
di cui non correnti | 5.248.443 | 997.500 | (371.383) | 2.182.753 | 8.057.313
Debiti finanziari per beni in leasing (IFRS 16) e debiti finanziari IFRIC 12 | 90.483 | (46.705) | 65.738 | 23.188 | 132.704
di cui correnti | 46.274 | (46.705) | 47.458 | 7.895 | 54.922
di cui non correnti | 44.209 |  | 18.280 | 15.293 | 77.782
Altri finanziatori | 43.400 | 1.220 | - | - | 44.620
di cui correnti | 43.400 | 1.220 |  |  | 44.620
di cui non correnti |  |  |  |  |
| 7.185.868 | 1.025.086 | 126.938 | 3.077.750 | 11.415.642

Passività finanziarie correnti
Le passività finanziarie correnti pari a 975.314 mila euro (980.569 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relative principalmente alle quote correnti delle passività non correnti. Il decremento di 5.255 mila euro è riconducibile al combinato effetto (i) della riduzione dei finanziamenti bancari scadenti nel 2025 rispetto al 2024, (ii) al decremento del valore dei prestiti obbligazionari e dei relativi interessi da corrispondersi nel 2025, (iii) all’incremento della quota a breve relativa ai finanziamenti a lungo termine verso banche, (iv) l’incremento delle altre voci, quali debiti finanziari IFRS 16.
Non vi sono passività finanziarie correnti denominate in valuta diversa dall’euro.
Passività finanziarie non correnti
Le passività finanziarie non correnti ammontano complessivamente a 10.440.320 mila euro (6.205.299 mila euro al 31 dicembre 2024).
Al netto dei debiti finanziari per beni in leasing, l’incremento è attribuibile principalmente all’incremento dei prestiti obbligazionari per 2.808.588 mila euro (in particolar modo derivante dalla fusione di 2i Rete Gas) e dei debiti verso le banche pari a 1.392.861 mila euro.
Di seguito si riporta l‘analisi dei prestiti obbligazionari pari a 8.607.895 mila euro, con indicazione della società emittente, dell’anno di emissione, della valuta, del tasso di interesse medio e della scadenza.
Prestiti obbligazionari emessi da Italgas S.p.A e Italgas Reti S.p.A.:

(migliaia di €) |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Società emittente | Emissione (anno) | Valuta | Valore Nominale | Rettica al costo ammortizzato | FV bond | Valore finanziamento al 31.12.2025 | Rateo interesse al 31.12.2025 | Saldo al 31.12.2025 | Tasso (%) | Scadenza (anno)
Euro Medium Term Notes |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
ITALGAS S.p.A. | 2017 | euro | 750.000 | (1.340) |  | 748.660 | 11.552 | 760.212 | 1,63% | 19/01/2027
ITALGAS S.p.A. | 2017 | euro | 750.000 | (1.315) |  | 748.685 | 11.585 | 760.270 | 1,63% | 18/01/2029
ITALGAS S.p.A. | 2019 | euro | 600.000 | (3.652) |  | 596.348 | 3.609 | 599.957 | 0,88% | 20/04/2030
ITALGAS S.p.A. | 2019 | euro | 500.000 | (2.736) |  | 497.264 | 272 | 497.536 | 1,00% | 11/12/2031
ITALGAS S.p.A. | 2021 | euro | 500.000 | (2.459) |  | 497.541 | - | 497.541 | 0,00% | 16/02/2028
ITALGAS S.p.A. | 2021 | euro | 500.000 | (4.319) |  | 495.681 | 2.177 | 497.858 | 0,50% | 16/02/2033
ITALGAS S.p.A. | 2023 | euro | 500.000 | (6.178) |  | 493.822 | 11.639 | 505.461 | 4,13% | 08/06/2032
ITALGAS S.p.A. | 2024 | euro | 1.000.000 | (6.988) |  | 993.012 | 26.780 | 1.019.792 | 3,13% | 08/02/2029
ITALGAS S.p.A. | 2025 | euro | 500.000 | (3.620) |  | 496.380 | 11.814 | 508.194 | 2,88% | 06/03/2030
ITALGAS S.p.A. | 2025 | euro | 500.000 | (1.492) |  | 498.508 | 14.382 | 512.890 | 3,50% | 06/03/2034
ITG RETI (ex 2iretegas) | 2017 | euro | 435.000 | (1.786) |  | 433.214 | 2.586 | 435.800 | 1,75% | 28/08/2026
ITG RETI (ex 2iretegas) | 2017 | euro | 730.000 | (1.448) | (8.594) | 719.958 | 2.665 | 722.623 | 1,61% | 31/10/2027
ITG RETI (ex 2iretegas) | 2021 | euro | 500.000 | (5.154) | (38.000) | 456.846 | 13.713 | 470.559 | 0,58% | 29/01/2031
ITG RETI (ex 2iretegas) | 2023 | euro | 550.000 | (195) | 29.800 | 579.605 | 1.985 | 581.590 | 4,38% | 06/06/2033
|  |  | 8.315.000 | (42.682) | (16.794) | 8.255.524 | 114.759 | 8.370.283 |  |

In occasione della Purchase Price Allocation, prevista dall’IFRS 3, e conseguente all’acquisizione del gruppo 2i Rete Gas, è stata effettuata la valutazione al fair value dei titoli obbligazionari a tasso fisso quotati sul mercato irlandese. L’impatto di tale valutazione è riportato nella colonna “FV bond”.
Bond loans stipulati dalla società controllata Enaon:

(migliaia di €) |  |  |  |  |  |  |  |  |
Società emittente | Emissione (anno) | Valuta | Valore Nominale | Rettica al costo ammortizzato | Valore finanziamento al 31.12.2025 | Rateo interesse al 31.12.2025 | Saldo al 31.12.2025 | Tasso (%) | Scadenza (anno)

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
253

ENAON S.A. | 2025 | euro | 130.000 | (573) | 129.427 | 603 | 130.030 | 1,70% + 3M Euribor | 2029
ENAON S.A.* | 2025 | euro | 61.500 | (5.637) | 55.863 | 285 | 56.148 | 1,90% + 3M Euribor | 2034
ENAON S.A. | 2025 | euro | 52.000 | (807) | 51.193 | 241 | 51.434 | 1,90% + 3M Euribor | 2027
|  |  | 243.500 | (7.017) | 236.483 | 1.129 | 237.612 |  |

*Prestito obbligazionario rateizzato con rimborsi fino alla scadenza del 2034.
La composizione dei finanziamenti bancari pari a 2.630.423 mila euro è analizzata nella tabella di seguito riportata.

(migliaia di €) |  |  |  |  |  |  |  |  |
Tipologia | Emissione (anno) | Valuta | Valore Nominale | Rettifica costo ammortizzato | Valore finanziamento al 31.12.2025 | Rateo interessi al 31.12.2025 | Saldo al 31.12.2025 | Tasso (%) | Scadenza (anno)
ITALGAS S.p.A. - BEI | 2017 | euro | 288.000 | (97) | 287.903 | 417 | 288.167 | 0,35+Euribor 6M | 15.12.2037
ITALGAS S.p.A. - BEI | 2015 | euro | 82.667 | (128) | 82.539 | 322 | 82.860 | 0,14+Euribor 6M | 22.10.2035
ITALGAS S.p.A. - BEI | 2016 | euro | 175.000 | (38) | 174.962 | 402 | 175.364 | 0,47+Euribor 6M | 30.11.2032
ITALGAS S.p.A. - BEI | 2022 | euro | 150.000 | (83) | 149.917 | 223 | 150.141 | 3,180% | 15.12.2037
ITALGAS S.p.A. - BEI | 2023 | euro | 12.000 | (105) | 11.895 | 180 | 12.075 | 2,770% | 04.07.2042
ITALGAS S.p.A. - BEI | 2024 | euro | 36.000 | (89) | 35.911 | 89 | 36.000 | 0,829+Euribor 6M | 05.12.2044
TOSCANA ENERGIA S.p.A - BEI | 2016 | euro | 45.000 | - | 45.000 | - | 45.000 | 1,050% | 30.06.2031
ITALGAS RETI (ex 2iretegas) - BEI | 2015 | euro | 90.909 | - | 90.909 | 13 | 90.922 | 0,59+Euribor 6M | 29.12.2030
ITALGAS RETI (ex 2iretegas) - BEI | 2016 | euro | 70.000 | - | 70.000 | 5 | 70.005 | 1,392% | 29.12.2026
ITALGAS RETI (ex 2iretegas) - BEI | 2016 | euro | 155.000 | - | 155.000 | 12 | 155.012 | 1,398% | 29.12.2026
ITALGAS S.p.A. - TL MEDIOBANCA | 2024 | euro | 125.000 | (124) | 124.876 | - | 124.876 | 0,65+Euribor 6M | 18.10.2027
ITALGAS S.p.A. - INTESA SANPAOLO | 2025 | euro | 300.000 | (371) | 299.629 | - | 299.629 | 0,70+Euribor 3M | 16.05.2028
ITALGAS S.p.A. - CAIXA BANK | 2025 | euro | 300.000 | (443) | 299.557 | - | 299.557 | 0,67+Euribor 3M | 16.05.2028
ITALGAS S.p.A. - BBVA | 2025 | euro | 300.000 | (383) | 299.617 | - | 299.617 | 0,70+Euribor 3M | 17.06.2028
ITALGAS S.p.A. - BNL | 2025 | euro | 250.000 | (346) | 249.654 | - | 249.654 | 0,67+Euribor 3M | 28.07.2028
ITALGAS S.p.A. - CACIB | 2025 | euro | 250.000 | (525) | 249.475 | - | 249.475 | 0,60+Euribor 3M | 28.07.2028
ITALGAS RETI (ex 2iretegas). - RCF | 2024 | euro |  |  | - | 61 | 61 |  | 05.03.2027
Debiti finanziari verso altre banche |  | euro |  |  | - |  | 2.008 |  |
|  |  | 2.629.576 | (2.732) | 2.626.844 | 1.724 | 2.630.423 |  |

Non vi sono finanziamenti bancari non correnti denominati in valuta diversa dall’euro.
Non risultano inadempimenti di clausole connesse ai contratti di finanziamento.
Le Passività correnti verso Altri finanziatori di 44.620 mila euro si riferiscono alle somme dovute per incassi da retrocedere in relazione al servizio di conturizzazione svolto in nome e per conto della Regione Campania.
Non risultano inadempimenti di clausole connesse ai contratti di finanziamento. Per maggiori informazioni, si veda il successivo paragrafo “Covenant di natura finanziaria e clausole contrattuali di negative pledge“.
Composizione delle passività finanziarie totali per tipologia di tasso d’interesse
Al 31 dicembre 2025 il debito a tasso fisso rappresenta il 79,8% delle passività finanziarie totali (85,4% al 31 dicembre 2024), mentre quello a tasso variabile si attesta al 20,2% (14,6% al 31 dicembre 2024). L’aumento delle passività a tasso variabile è dovuto alla sottoscrizione di nuovi finanziamenti bancari perfezionati nel corso dell’anno e dalla scadenza di due prestiti obbligazionari a tasso fisso parzialmente compensato dal consolidamento del debito ex 2i Rete Gas S.p.A.
Covenant di natura finanziaria e clausole contrattuali di negative pledge
Al 31 dicembre 2025 Italgas ha in essere contratti di finanziamento bilaterali e sindacati con banche e altri istituti finanziatori non assistiti da garanzie reali.
Non sono presenti contratti di finanziamento contenenti covenant finanziari, ad eccezione del finanziamento BEI sottoscritto da Toscana Energia che prevedono il rispetto di determinati covenant finanziari. In particolare, tale contratto di finanziamento con BEI prevede il rispetto di covenant finanziari, quali il rapporto tra (i) la posizione finanziaria netta (calcolata su base aggregata per tutto il Gruppo Italgas) e EBITDA, come definiti ai sensi della documentazione contrattuale, (ii) la somma di FFO e oneri finanziari e la somma dei rimborsi della quota capitale dell’indebitamento finanziario nel corso degli ultimi 12 mesi, come definiti ai sensi della documentazione contrattuale, e (iii) posizione finanziaria netta e RAB, come definite ai sensi della documentazione contrattuale. Alla data di verifica del 31 dicembre 2025, tali parametri finanziari risultano rispettati.
Alcuni dei contratti di finanziamento prevedono, inter alia, il rispetto di: (i) impegni di negative pledge ai sensi dei quali Italgas e le società controllate sono soggette a limitazioni in merito alla creazione di diritti reali di garanzia o altri vincoli su tutti o parte dei rispettivi beni, azioni o su merci; (ii) clausole pari passu e change of control; (iii) limitazioni ad alcune operazioni straordinarie che la Società e le sue controllate possono effettuare.
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
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Inoltre, limitatamente ai finanziamenti BEI sottoscritti dal Gruppo Italgas è prevista la facoltà del finanziatore di richiedere ulteriori garanzie qualora il credit rating assegnato a Italgas sia inferiore al livello BBB- (Fitch Ratings Limited) o Baa3 (Moody’s) o in caso di perdita di ogni rating e, qualora non ritenga tali ulteriori garanzie soddisfacenti, la Banca Europea degli Investimenti avrebbe la facoltà di richiedere il rimborso anticipato immediato dei finanziamenti dalla stessa erogati.
Il mancato rispetto degli impegni previsti per tali finanziamenti, in alcuni casi solo qualora tale mancato rispetto non venga rimediato nei periodi di tempo previsti, nonché il verificarsi di altre fattispecie quali, a titolo esemplificativo, eventi di cross-default , alcune delle quali soggette a specifiche soglie di rilevanza determinano ipotesi di inadempimento in capo ad Italgas e a Toscana Energia e, eventualmente, possono causare l’esigibilità immediata del relativo prestito.
Al 31 dicembre 2025 i covenant e gli impegni sopra descritti risultano rispettati.
I prestiti obbligazionari emessi da Italgas S.p.A. e di Italgas Reti S.p.A. riguardano principalmente i titoli emessi nell’ambito del programma di Euro Medium Term Notes. Gli impegni previsti dal regolamento dei titoli del programma sono quelli tipici della prassi internazionale di mercato e riguardano, inter alia, clausole di negative pledge e di pari passu.
Analisi dell’indebitamento finanziario netto
L’analisi dell’indebitamento finanziario netto con l‘evidenza dei rapporti con parti correlate è riportata nella tabella seguente:

(migliaia di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025
A. Disponibilità liquide | 401.610 | 530.881
B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide | 1.052 | 1.051
C. Altre attività finanziarie correnti | 9.470 | 8.551
D. Liquidità (A+B+C) | 412.132 | 540.483
E. Debito finanziario corrente (inclusi gli strumenti di debito ma esclusa la parte del debito finanziario non corrente) | 318.335 | 71.377
F. Parte corrente del debito finanziario non corrente (*) | 662.234 | 904.283
G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) | 980.569 | 975.660
di cui verso parti correlate | 4.580 | 4.227
H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) | 568.437 | 435.177
I. Debito finanziario non corrente (esclusa la parte corrente e gli strumenti di debito) (*) | 945.874 | 2.375.560
J. Strumenti di debito | 5.248.443 | 8.057.031
K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti |  |
L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) | 6.194.317 | 10.432.591
di cui verso parti correlate | 141.566 | 266.442
M. Totale indebitamento finanziario (H+L) | 6.762.754 | 10.867.768
(*) Includono i debiti finanziari IFRS 16 e IFRIC 12 di cui 78.789 mila euro non correnti di cui 1.000 mila euro riclassificati nelle passività destinate alla vendita (44.209 mila euro al 31.12.2024), 30.297 mila euro di quote correnti di debiti finanziari non correnti di cui 251 mila euro riclassificati nelle passività destinate alla vendita (21.649 mila euro al 31.12.2024) e 24.625 mila euro di quota corrente di debiti finanziari IFRIC 12.

Le disponibilità liquide, pari a 531.933 mila euro, sono depositate su conti correnti e depositi a tempo immediatamente liquidabili presso primari Istituti bancari. Ad eccezione di 44.555 mila euro, le disponibilità liquide ed equivalenti non sono soggette a vincoli nel loro utilizzo.
L’indebitamento finanziario netto non comprende i debiti per dividendi deliberati ancora da distribuire e i debiti per l’attività di investimento relativi agli earn- out.
19) Debiti commerciali e altri debiti
I Debiti commerciali e altri debiti , di importo pari a 1.775.822 mila euro (1.184.609 mila euro al 31 dicembre 2024), si analizzano come segue:

(migliaia di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025
Debiti commerciali | 249.659 | 377.072
Acconti e anticipi | 5.345 | 10.064
Altri debiti | 929.605 | 1.388.686
| 1.184.609 | 1.775.822

I Debiti commerciali pari a 377.072 mila euro (249.659 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relativi a debiti verso fornitori per l’acquisto di beni e servizi. L‘incremento pari a 127.413 mila euro è dovuta principalmente all’acquisizione della società 2i Rete Gas.
Gli Altri debiti (1.388.686 mila euro al 31 dicembre 2025 e 929.605 mila euro al 31 dicembre 2024) sono di seguito analizzati:

(migliaia di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025
Debiti - azionisti per Dividendi | 5.776 | 8.934
Debiti per attività di investimento | 412.689 | 478.956
Debiti verso Regione Campania per affidamento ACO | 241.566 | 255.439
Debiti verso Amministrazioni pubbliche | 105.822 | 227.044
Debiti verso CSEA | 92.300 | 296.584
Debiti verso il personale | 32.304 | 54.484

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
255

Debiti verso istituti di previdenza e di sicurezza sociale | 17.949 | 24.101
Debiti verso consulenti e professionisti | 5.187 | 6.762
Altri debiti | 16.012 | 36.382
| 929.605 | 1.388.686

I Debiti per attività di investimento pari a 478.956 mila euro (412.689 mila euro al 31 dicembre 2024) riguardano essenzialmente debiti verso fornitori per attività tecniche.
I Debiti verso Regione Campania, per affidamento ACO, pari a 255.439 mila euro (241.566 mila euro al 31 dicembre 2024), sono relativi al corrispettivo di concessione per l’affidamento in gestione dell’Acquedotto della Campania Occidentale (ACO) e del servizio di conturizzazione (sistema di contabilizzazione del consumo idropotabile), relativi alla società Acqua Campania S.p.A.
I Debiti verso Amministrazioni pubbliche (227.044 mila euro; 105.822 mila euro al 31 dicembre 2024) riguardano in prevalenza debiti verso comuni per canoni di concessione inerenti all’attività di distribuzione gas.
I Debiti verso la CSEA (296.584 mila euro; 92.300 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relativi principalmente ad alcune componenti accessorie delle tariffe relative al servizio distribuzione gas da versare alla stessa Cassa (RE, RS, UG1 e GS) 161 per la quota residua . L’incremento è dovuto all’acquisizione e successiva fusione della società 2i Rete Gas.
Il criterio del costo ammortizzato non è stato applicato ai “Debiti commerciali e altri debiti”, essendo gli effetti derivanti da una sua applicazione sono irrilevanti, in quanto relativi a debiti rimborsabili entro i successivi 12 mesi ed eventuali costi, commissioni e ogni altra differenza tra valore iniziale e valore a scadenza sono di scarso rilievo.
20) Altre attività/passività correnti e non correnti finanziarie
Il valore di mercato degli strumenti finanziari derivati al 31 dicembre 2025 è di seguito analizzato:

| 31.12.2024 | 31.12.2025
(migliaia di €) | Correnti | Non correnti | Totale | Correnti | Non correnti | Totale
Altre attività | 5.878 | 10.982 | 16.860 | 4.547 | 8.730 | 13.277
Strumenti finanziari derivati di copertura Cash flow hedge |  |  |  |  |  |
- Fair value strumenti di copertura sui tassi d'interesse | 4.727 | 10.436 | 15.163 | 3.708 | 8.277 | 11.985
Strumenti finanziari derivati su rischio cambi |  |  |  |  |  |
- Fair value strumenti sui rischi cambi | 1.151 | 546 | 1.697 | 839 | 453 | 1.292
Altre passività | - | - | - | (87) | - | (87)
- Fair value strumenti di copertura sui tassi d'interesse | - | - | - | (87) | - | (87)

Il valore delle Altre attività correnti e non correnti pari a 13.277 mila euro (16.860 mila euro al 31 dicembre 2024) è relativo essenzialmente al fair value degli strumenti finanziari derivati a copertura del rischio di oscillazione dei tassi d’interesse contabilizzati secondo l’IFRS 9 in hedge accounting.
In data 12 dicembre 2016 Italgas ha stipulato un finanziamento BEI per un ammontare pari a 300 milioni di euro, con scadenza il 30 novembre 2032. Il finanziamento prevede il pagamento di cedole semestrali ad un tasso variabile pari a Euribor 6M + spread 0,47%. In data 24 luglio 2019 Italgas ha altresì sottoscritto un Interest Rate Swap, con efficacia a partire dal 24 luglio 2019, scadenza nel 2029 e frequenza delle cedole corrispondenti a quelle del finanziamento.
La tabella riepiloga le caratteristiche degli IRS:

| Data sottoscrizione | Ammontare | Tasso ITG | Tasso Banca | Cedola | Data scadenza
Derivato IRS | 24.07.2019 | 175.000.000 | (0,06)% | var EUR 6m | semestrale | 30.11.2029

I contratti derivati sottoscritti per la copertura del tasso di interesse sono contabilizzati secondo le regole dell’hedge accounting. Dai test di efficacia effettuati al 31 dicembre 2025 non è emerso alcun impatto a conto economico in termini di inefficacia.
La voce contiene, inoltre, per 1.292 mila euro, il fair value degli strumenti finanziari derivati a copertura del rischio cambio sui futuri flussi di pagamento in USD delle fatture di Picarro. Il Gruppo non ha utilizzato la
161 Tali componenti si riferiscono a: (i) RE – Quota variabile a copertura degli oneri per misure e interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore del gas naturale; (ii) RS – Quota variabile a copertura degli oneri per la qualità dei servizi gas; (iii) UG1 – Quota variabile a copertura di eventuali squilibri dei sistemi di perequazione e a copertura di eventuali conguagli; (iv) GS – Quota variabile a copertura del sistema di compensazione tariffaria per i clienti economicamente disagiati.
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contabilizzazione in hedge accounting ex IFRS 9 relativamente agli strumenti a copertura dei flussi di pagamento in USD, in quanto di sola copertura gestionale.

| Data sottoscrizione | Ammontare iniziale copertura USD | Valore residuo al 31.12.2025 USD | Cambio alla data di sottoscrizione | Data scadenza (ultima copertura)
Derivato rischio cambio | 15.01.2021 | 16.300.000,00 | 1.380.000,00 | 1.2131 | 31.07.2026
Derivato rischio cambio | 20.05.2024 | 2.340.000,00 | 1.560.000,00 | 1.1161 | 15.07.2027

21) Altre passività correnti e non correnti non finanziarie
Le Altre passività correnti non finanziarie pari a 45.653 mila euro (14.063 mila euro al 31 dicembre 2024) e le Altre passività non correnti non finanziarie pari a 1.227.210 mila euro (566.985 mila euro al 31 dicembre 2024) sono di seguito analizzate:

| 31.12.2024 | 31.12.2025
(migliaia di €) | Correnti | Non correnti | Totale | Correnti | Non correnti | Totale
Altre passività per imposte indirette | 13.630 | - | 13.630 | 41.642 | - | 41.642
Altre passività relative a contributi di allacciamento | - | 527.667 | 527.667 | - | 1.162.657 | 1.162.657
Altre passività per anticipazioni su lavori | - | 16.317 | 16.317 | - | 16.800 | 16.800
Passività per depositi cauzionali | - | 15.689 | 15.689 | - | 43.515 | 43.515
Altre | 433 | 7.312 | 7.745 | 4.011 | 4.238 | 8.249
| 14.063 | 566.985 | 581.048 | 45.653 | 1.227.210 | 1.272.863

Le passività per imposte indirette correnti di importo pari a 41.642 mila euro si riferiscono principalmente a debiti verso l’Erario per ritenute IRPEF sul lavoro dipendente.
Le altre passività non correnti, pari a 1.227.210 mila euro, riguardano principalmente contributi relativi all’allacciamento gas (1.161.837 mila euro), contributi relativi all‘acciamento acqua (820 mila euro), passività per anticipazioni su lavori in corso di esecuzione relativi all’Acquedotto della Campania Occidentale (ACO) pari a 16.800 mila euro e passività per depositi cauzionali pari a 43.515 mila. L’incremento delle passività relative a contributi di allacciamento è dovuto all’ingresso nell’area di consolidamento delle società di 2i Rete Gas.
22) Fondi per rischi e oneri
I Fondi per rischi e oneri , di importo pari a 120.390 mila euro al 31 dicembre 2025 (92.122 mila euro al 31 dicembre 2024), sono analizzati nelle seguenti tabelle:

31.12.2024
(migliaia di €) | Saldo iniziale | Variaz. area di consolidamento | Accantonamenti | Attualizzazione | Utilizzi a fronte oneri | Rilasci | Altre variazioni | Saldo finale
Fondo rischi e oneri ambientali | 58.116 | - | - | 446 | (15.596) | (70) | - | 42.896
Fondi rischi e oneri smantellamento siti | 4.925 | - | - | 238 | (186) | - | - | 4.977
Fondo rischi per contenziosi legali | 10.023 | - | 3.264 | - | (3.335) | (1.845) | - | 8.107
Fondo rischi diversi - certificati di efficienza energetica | 4.602 | - | 216 | - | (1.617) | (158) | 1.291 | 4.334
Altri fondi rischi del personale | 14.812 | - | 541 | - | (2.052) | (78) | (85) | 13.138
Fondo rischi contenziosi tributari | 223 | - | 70 | - | (10) | - | - | 283
Altri fondi | 17.150 | - | 1.910 | - | (653) | (1.561) | 1.542 | 18.387
| 109.851 | - | 6.001 | 684 | (23.449) | (3.712) | 2.748 | 92.122
31.12.2025
(migliaia di €) | Saldo iniziale | Variaz. area di consolidamento | Accantonamenti | Attualizzazione | Utilizzi a fronte oneri | Rilasci | Altre variazioni | Saldo finale
Fondo rischi e oneri ambientali | 42.896 | 8.053 | - | (608) | (9.662) | - | - | 40.679
Fondi rischi e oneri smantellamento siti | 4.977 | - | - | (200) | (375) | - | - | 4.402
Fondo rischi per contenziosi legali | 8.107 | 3.048 | 3.529 | - | (1.702) | (3.817) | - | 9.165
Fondo rischi diversi - certificati di efficienza energetica | 4.334 | 3.005 | 449 | - | (27) | (6.409) | - | 1.352
Altri fondi rischi del personale | 13.138 | 10.702 | 616 | - | (14.070) | (1.650) | (125) | 8.611
Fondo rischi contenziosi tributari | 283 | 318 | - | - | (248) | - | (105) | 248
Fondo rischi su concessioni | - | 28.335 | 2.306 | - | (1.038) | (1.353) | 4.308 | 32.558
Altri fondi | 18.387 | 14.036 | 531 | - | (3.496) | (1.389) | (4.694) | 23.375
| 92.122 | 67.497 | 7.431 | (808) | (30.618) | (14.618) | (616) | 120.390

Il Fondo rischi e oneri ambientali, pari a 40.679 mila euro (42.896 mila euro al 31 dicembre 2024), accoglie principalmente gli oneri per le bonifiche ambientali del suolo, in applicazione della Legge n. 471/1999 e successive modificazioni, prevalentemente per smaltimento di rifiuti solidi, relativi all’attività di distribuzione gas. La riduzione, pari a 2.217 mila euro, è dovuta principalmente agli utilizzi a fronte di oneri dell’esercizio
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257
(9.662 mila euro) compensati parzialmente dall’entrata nell’area di consolidamento delle società di 2i Rete Gas (8.053 mila euro) .
L’attualizzazione è stata effettuata utilizzando una curva di tassi rappresentativa del tasso risk free.
Il Fondo rischi per contenziosi legali (9.165 mila euro al 31 dicembre 2025 e 8.107 mila euro al 31 dicembre 2024) accoglie gli oneri che il Gruppo ha stimato di dover sostenere a fronte di cause legali in essere. Per ulteriori informazioni si rimanda al paragrafo “Contenziosi e altri provvedimenti”.
Il Fondo rischi diversi certificati di efficienza energetica (TEE), pari a 1.352 mila euro (4.334 mila euro al 31 dicembre 2024), rappresenta la stima dell’onere del Gruppo per l’assolvimento degli obblighi di consegna di TEE derivanti dall’attività di distribuzione del gas in Italia.
Il Fondo rischi per personale, pari a 8.611 mila euro (13.138 mila euro al 31 dicembre 2024), riguarda i piani di incentivazione e mobilità relativi al personale.
Gli Altri fondi pari a 23.375 mila euro (18.387 mila euro al 31 dicembre 2024) accolgono gli oneri stimati per contenziosi di varia natura correlati al servizio di distribuzione gas. La variazione in aumento è dovuta principalmente all’apporto delle società di 2i Rete Gas (14.036 mila euro).
Di seguito sono rappresentati gli effetti sui fondi rischi e oneri derivanti da una modifica ragionevolmente possibile relativa al tasso di attualizzazione utilizzato alla fine dell’esercizio. La sensitivity sul tasso di attualizzazione rappresenta la variazione del valore della passività attualizzata che si ottiene con i dati di valutazione di fine periodo, variando il tasso di attualizzazione, ferme restando le altre ipotesi.

(migliaia di €) | Variazione % del tasso di attualizzazione
Effetto sull’obbligazione netta al 31.12.2025 | Riduzione del 10 % | Incremento del 10 %
Fondo rischi e oneri smantellamento siti | 160 | (153)
Fondo rischi e oneri ambientali | 382 | (373)

23) Fondi per benefici ai dipendenti
I Fondi per benefici ai dipendenti , di importo pari a 80.450 mila euro al 31 dicembre 2025 (61.279 mila euro al 31 dicembre 2024), si analizzano come segue:

(migliaia di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025
Trattamento di Fine Rapporto di lavoro subordinato (TFR) | 43.153 | 56.832
Fondo Integrativo Sanitario Dirigenti aziende dell'Eni (FISDE) | 6.179 | 7.044
Fondo Gas | 8.200 | 11.637
Altri fondi per benefici ai dipendenti | 3.747 | 4.937
| 61.279 | 80.450

Il TFR (56.832 mila euro al 31 dicembre 2025 e 43.153 mila euro al 31 dicembre 2024) disciplinato dall’art. 2120 del Codice Civile accoglie la stima dell’obbligazione, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa all’ammontare da corrispondere ai dipendenti all’atto della cessazione del rapporto di lavoro. L’indennità, erogata sotto forma di capitale, è pari alla somma di quote di accantonamento calcolate sulle voci retributive corrisposte in dipendenza del rapporto di lavoro e rivalutate fino al momento di cessazione dello stesso. Per effetto delle modifiche legislative introdotte a partire dal 1° gennaio 2007, per imprese con più di 50 dipendenti, una quota significativa del trattamento di fine rapporto maturando è classificato come un piano a contributi definiti in quanto l’obbligazione dell’impresa è rappresentata esclusivamente dal versamento dei contributi ai fondi pensione, ovvero all’INPS.
Il FISDE (7.044 mila euro al 31 dicembre 2025 e 6.179 mila euro al 31 dicembre 2024) accoglie la stima degli oneri, determinati su basi attuariali, relativi ai contributi da corrispondere a beneficio dei dirigenti in servizio 162 e in pensione.
Il FISDE eroga prestazioni sanitarie integrative di tipo economico ai dirigenti del Gruppo Eni 163 e ai dirigenti pensionati il cui ultimo rapporto di lavoro sia intercorso con qualifica di dirigente con il Gruppo Eni. Il finanziamento del FISDE avviene tramite il versamento: (i) di contributi versati dalle aziende aderenti; (ii) di contributi versati dai Soci per sé stessi e per il nucleo familiare; (iii) contributi ad hoc per specifiche provvidenze. L’ammontare della passività e del costo assistenziale, vengono determinati prendendo a riferimento, quale approssimazione della stima degli oneri di assistenza sanitaria erogati dal fondo, il contributo che l’azienda versa a favore dei pensionati.
Il Fondo Gas (11.637 mila euro al 31 dicembre 2025 e 8.200 mila euro al 31 dicembre 2024) riguarda la stima, effettuata su basi attuariali, degli oneri a carico del datore di lavoro derivanti dalla soppressione, a far data dal 1° dicembre 2015, del relativo fondo ai sensi della Legge 6 agosto 2015, n. 125. In particolare, la Legge, agli articoli 9-decies e 9-undecies, ha stabilito a carico del datore di lavoro: (i) un contributo straordinario per la copertura degli oneri relativi ai trattamenti pensionistici integrativi in essere all’atto della soppressione del Fondo Gas per gli anni dal 2015 al 2020 164 ; (ii) a favore degli iscritti o in prosecuzione volontaria della contribuzione, che alla data del 30 novembre 2015 non maturano il diritto al trattamento pensionistico integrativo da parte del soppresso Fondo Gas, un importo pari all’1% per ogni anno di iscrizione al fondo integrativo moltiplicato per l’imponibile previdenziale relativo al medesimo fondo integrativo per l’anno 2014, da destinare presso il datore di lavoro o alla previdenza complementare.
Allo stato attuale si è in attesa di conoscere i criteri, le modalità e i tempi di corresponsione del contributo straordinario. Le scelte dei lavoratori sulla destinazione degli importi (previdenza complementare o presso il datore di lavoro) si sono concluse, così come previsto dalla Legge, in data il 14 febbraio 2016.
Gli altri fondi per benefici ai dipendenti (4.937 mila euro al 31 dicembre 2025 e 3.747 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relativi ai premi di anzianità e ai pianti di incentivazione di lungo termine (ILT).
I piani di incentivazione di lungo termine (IAS 19) prevedono, dopo tre anni dall’assegnazione, l’erogazione di un beneficio monetario variabile legato ad un parametro di performance aziendali, non legate al prezzo delle azioni. L’ottenimento del beneficio è legato al raggiungimento di determinati livelli di
162 Per i dirigenti in servizio, i contributi sono calcolati a partire dall’anno in cui il dipendente andrà in pensione e riferiti agli anni di servizio già prestato.
163 Il fondo eroga le medesime prestazioni ai dirigenti del Gruppo Italgas.
164 L’art. 9-quinquiesdecies dispone inoltre che “... Qualora dal monitoraggio si verifichi l’insufficienza del contributo straordinario di cui al comma 9-decies per la copertura dei relativi oneri, con decreto direttoriale del Ministero del lavoro e delle politiche sociali, di concerto con il Ministero dello sviluppo economico e con il Ministero dell’economia e delle finanze, si provvede alla rideterminazione dell’entità del contributo straordinario, dei criteri di ripartizione dello stesso tra i datori di lavoro, nonché dei tempi e delle modalità di corresponsione del contributo straordinario all’INPS ”.
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performance futuri, e condizionato alla permanenza dell’assegnatario nell’impresa nel triennio successivo all’assegnazione (cosiddetto “Vesting period”). Tale beneficio è stanziato pro-rata temporis lungo il triennio in funzione delle consuntivazioni dei parametri di performance.
I premi di anzianità sono benefici erogati al raggiungimento di un periodo minimo di servizio in azienda e sono erogati in natura.
I piani di incentivazione monetaria differita e di incentivazione monetaria di lungo termine, nonché i premi di anzianità, si qualificano, ai sensi dello IAS 19, come altri benefici a lungo termine.
La composizione e la movimentazione dei fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, sono le seguenti 165 :

| 31.12.2024 |  | 31.12.2025
(migliaia di €) | Fondo TFR | FISDE | Fondo Gas | Altri fondi | Totale |  | Fondo TFR | FISDE | Fondo Gas | Altri fondi | Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio | 46.233 | 6.556 | 8.487 | 4.054 | 65.330 |  | 43.153 | 6.179 | 8.200 | 3.747 | 61.279
Costo corrente | 1208 | 165 |  | 1.493 | 2.866 |  | 1.236 | 165 | - | 1.496 | 2.897
Costo per Interessi | 1.250 | 209 | 321 | 93 | * 1.873 |  | 1.249 | 202 | 279 | 77 | 1.807
Rivalutazioni / (Svalutazioni): | 184 | (751) | 999 | (280) | 152 |  | 632 | (893) | (66) | (22) | (349)
- (Utili) / Perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche | 157 | (119) | 658 | 1 | 697 |  | 0 | - | 0 | 0 | 0
- (Utili) / Perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie | 464 | (535) | (71) | 14 | (128) |  | (313) | (382) | (51) | 2 | (744)
- Effetto dell'esperienza passata | (1.398) | (97) | 410 | (25) | (1.110) |  | 945 | (511) | (15) | (24) | 395
- Altre variazioni | 961 |  | 2 | (270) | 693 |  | - | - | - | - | -
Benefici pagati | (5.724) |  | (1.609) | (1.613) | (8.946) |  | (8.266) | - | (1.629) | (361) | (10.256)
Effetto trasferimenti | 2 |  | 2 |  | 4 |  | 18.828 | 1.391 | 4.853 | - | 25.072
Valore attuale dell'obbligazione al termine dell'esercizio | 43.153 | 6.179 | 8.200 | 3.747 | 61.279 |  | 56.832 | 7.044 | 11.637 | 4.937 | 80.450

Nel prospetto di seguito riportato sono rappresentate le principali ipotesi attuariali adottate per valutare le passività alla fine dell’esercizio e per determinare il costo dell’esercizio successivo.

| 2024 |  | 2025
| Fondo TFR | FISDE | Fondo Gas | Altri fondi |  | Fondo TFR | FISDE | Fondo Gas | Altri fondi
Tasso di attualizzazione (%) | 2,67 | 3,26 | 2,63 | 2,83 |  | 2,90 | 3,88 | 2,75 | 2,87
Tasso di inflazione (%) (*) | 1,60 | 1,70 | NA | 1,80 |  | 1,60 | 1,70 | NA | 1,75

(*) Con riferimento agli altri fondi il tasso è riferito ai soli premi di anzianità.
Il tasso di attualizzazione adottato è stato determinato considerando i rendimenti di titoli obbligazionari di aziende primarie (Corporate Bond area euro e rating AA).
I piani per benefici ai dipendenti rilevati da Italgas sono soggetti, in particolare, al rischio di tasso, in quanto una variazione del tasso di attualizzazione potrebbe comportare una variazione significativa della passività.
Di seguito sono illustrati gli effetti derivanti da una modifica ragionevolmente possibile 166 relativa al tasso di attualizzazione alla fine dell’esercizio. La sensitivity sul tasso di attualizzazione rappresenta la variazione del valore della passività attuariale che si ottiene con i dati di valutazione di fine anno, variando il tasso di attualizzazione di un certo numero di basis points, ferme restando le altre ipotesi.

(migliaia di €) | Tasso di attualizzazione
Effetto su obbligazione netta al 31.12.2025 | riduzione | incremento
% | importo | % | importo
Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato | 2,40 | 867 | 3,40 | (834)
FISDE | 3,38 | 303 | 4,38 | (277)
Fondo Gas | 2,25 | 215 | 3,25 | (208)
Altri fondi per benefici ai dipendenti | 2,37 | 92 | 3,37 | (87)
|  | 1.477 |  | (1.406)

Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti è riportato nella tabella seguente:

| 31.12.2024 |  | 31.12.2025
(migliaia di €) | Fondo TFR | FISDE | Fondo Gas | Altri fondi | Totale |  | Fondo TFR | FISDE | Fondo Gas | Altri fondi | Totale

165 Nella tabella è altresì riportata la riconciliazione delle passività rilevate nei fondi per benefici ai dipendenti.
166 Con riferimento al FISDE, eventuali variazioni relative alla mortalità non comportano effetti significativi sulla passività.
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
259

Entro l’esercizio successivo | 10.865 | 346 | 1.341 | 2.006 | 14.558 |  | 16.967 | 361 | 3.078 | 2.307 | 22.713
Entro cinque anni | 19.988 | 1.139 | 5.267 | 1.111 | 27.505 |  | 25.761 | 1.195 | 6.218 | 2.079 | 35.253
Oltre cinque e fino dieci anni | 9.233 | 1.050 | 1.523 | 554 | 12.360 |  | 12.266 | 1.087 | 2.341 | 508 | 16.202
Oltre dieci anni | 3.067 | 3.644 | 69 | 76 | 6.856 |  | 1.838 | 4.401 | - | 43 | 6.282
| 43.153 | 6.179 | 8.200 | 3.747 | 61.279 |  | 56.832 | 7.044 | 11.637 | 4.937 | 80.450

24) Passività per imposte differite
Le passività nette per imposte differite, di importo pari a 12.243 mila euro (48.345 mila euro al 31 dicembre 2024) sono esposte al netto delle attività per imposte anticipate compensabili, e sono analizzate nelle tabelle seguenti:

(migliaia di €) | 31.12.2023 | Variaz. area di consolidamento | Accantonamenti | Utilizzi | Altre variazioni | 31.12.2024
Passività per imposte differite | 335.469 | 3.981 | 9.278 | (17.566) | (2.612) | 328.550
Attività per imposte anticipate | (287.689) | (1.196) | (25.826) | 26.836 | 7.670 | (280.205)
| 47.780 | 2.785 | (16.548) | 9.270 | 5.058 | 48.345
(migliaia di €) | 31.12.2024 | Variaz. area di consolidamento | Accantonamenti | Utilizzi | Altre variazioni | 31.12.2025
Passività per imposte differite | 328.550 | 290.308 | 25.747 | (47.836) | (16.175) | 580.594
Attività per imposte anticipate | (280.205) | (285.804) | (46.011) | 37.064 | 6.605 | (568.351)
| 48.345 | 4.504 | (20.264) | (10.772) | (9.570) | 12.243

Non vi sono imposte sul reddito anticipate non compensabili.
Le passività per imposte differite e le attività per imposte anticipate sono di seguito analizzate in base alla natura delle differenze temporanee più significative:

| 31.12.2024
(migliaia di €) | Saldo iniziale | Variazioni area di consolidamento | Accantonamenti | Utilizzi | Impatti rilevati a patrimonio netto | Altre variazioni | Saldo finale | di cui: IRES | di cui: IRAP
Passività per imposte differite | 335.469 | 3.981 | 9.278 | (17.566) | (8.417) | 5.805 | 328.550 | 301.441 | 27.109
Ammortamenti effettuati ai soli fini fiscali | 166.777 |  | 5.411 | (7.895) |  | 3.667 | 167.960 | 158.930 | 9.030
Rivalutazioni attività materiali | 73.644 |  |  | (5.243) |  | 42.359 | 110.760 | 94.205 | 16.555
Plusvalenze a tassazione differita | 4.614 |  |  | (2.075) |  | 117 | 2.656 | 2.656 |
Benefici ai dipendenti | 12.200 | 8 |  | (38) | 1 | (10.942) | 1.229 | 1.229 |
Capitalizzazione oneri finanziari | 2.090 |  |  | (123) |  |  | 1.967 | 1.674 | 293
Svalutazione crediti eccedente ed altre differenze temporanee | 298 |  | 374 | (99) |  | 995 | 1.568 | 1.564 | 4
Altre differenze temporanee | 75.846 | 3.973 | 3.493 | (2.093) | (8.418) | (30.391) | 42.410 | 41.183 | 1.227
Attività per imposte anticipate | (287.689) | (1.196) | (25.826) | 26.836 | 4.996 | 2.674 | (280.205) | (262.765) | (17.440)
Fondi rischi e oneri e altri accantonamenti non deducibili | (30.786) | (260) | (1.589) | 11.100 |  | (12.601) | (34.136) | (29.543) | (4.593)
Contributi a fondo perduto e contrattuali | (50.024) |  |  | 2.684 |  | (28.933) | (76.273) | (65.903) | (10.370)
Ammortamenti non deducibili | (171.009) | (450) | (22.773) | 8.852 |  | 36.345 | (149.035) | (148.184) | (851)
Benefici ai dipendenti | (6.069) | (6) | (1.185) | 632 | 249 | (3.024) | (9.403) | (8.043) | (1.360)
Altre differenze temporanee | (29.801) | (480) | (279) | 3.568 | 4.747 | 10.887 | (11.358) | (11.092) | (266)
Passività nette per imposte differite | 47.780 | 2.785 | (16.548) | 9.270 | (3.421) | 8.479 | 48.345 | 38.676 | 9.669

| 31.12.2025
(migliaia di €) | Saldo iniziale | Variazioni area di consolidamento | Accantonamenti | Utilizzi | Impatti rilevati a patrimonio netto | Altre variazioni | Saldo finale | di cui: IRES | di cui: IRAP
Passività per imposte differite | 328.550 | 290.308 | 25.747 | (47.836) | (2.948) | (13.227) | 580.594 | 521.551 | 59.043
Ammortamenti effettuati ai soli fini fiscali | 167.960 | 18.170 | 10.582 | (9.497) |  | (38.954) | 148.261 | 139.701 | 8.559
Rivalutazioni attività materiali | 110.760 | 157.315 | 654 | (15.436) |  | (10.982) | 242.311 | 204.452 | 37.860
Plusvalenze a tassazione differita | 2.656 |  | 349 | (1.509) |  | (15) | 1.481 | 1.481 | -
Benefici ai dipendenti | 1.229 | 837 | 134 | (81) | (1.183) | 1.351 | 2.287 | 2.282 | 5
Capitalizzazione oneri finanziari | 1.967 |  |  | (121) |  |  | 1.846 | 1.571 | 275
Svalutazione crediti eccedente ed altre differenze temporanee | 1.568 | 5.390 | 1.188 | (6.223) |  | 122.427 | 124.350 | 112.905 | 11.445
Altre differenze temporanee (*) | 42.410 | 108.596 | 12.840 | (14.969) | (1.765) | (87.054) | 60.058 | 59.159 | 899
Attività per imposte anticipate | (280.205) | (285.804) | (46.010) | 37.063 | (721) | 7.326 | (568.351) | (534.816) | (33.535)
Fondi rischi e oneri e altri accantonamenti non deducibili | (34.136) | (30.947) | (3.184) | 21.368 |  | (21.899) | (68.798) | (59.534) | (10.004)
Contributi a fondo perduto e contrattuali | (76.273) | (20.314) |  | 2.755 |  | (4.923) | (98.755) | (86.080) | (12.673)
Ammortamenti non deducibili | (149.035) | (156.763) | (34.681) | 9.402 |  | (37.142) | (368.219) | (360.427) | (8.142)

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
260

Benefici ai dipendenti | (9.403) | (7.140) | (1.215) | 1.045 | (261) | 819 | (16.155) | (13.852) | (2.304)
Altre differenze temporanee (**) | (11.358) | (70.640) | (6.930) | 2.494 | (460) | 70.471 | (16.424) | (14.923) | (412)
Passività nette per imposte differite | 48.345 | 4.504 | (20.263) | (10.773) | (3.669) | (5.901) | 12.243 | (13.265) | 25.508

Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono da considerarsi a lungo termine.
Il Gruppo ha rilevato le imposte anticipate sulle differenze temporanee al 31 dicembre 2025 in quanto ritiene sussista la probabilità di recupero delle stesse. Al 31 dicembre 2025, sulla base del piano industriale, la Direzione aziendale ha valutato come ragionevolmente certa la recuperabilità delle imposte anticipate su perdite fiscali riconducibili al Gruppo Enaon.
Le imposte dell’esercizio sono illustrate alla nota “Imposte dell’esercizio”.
25) Patrimonio netto
Il patrimonio netto , di importo pari a 4.165.951 mila euro al 31 dicembre 2025 (2.793.508 mila euro al 31 dicembre 2024), si analizza come segue:

(migliaia di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025
Patrimonio netto di spettanza di Italgas | 2.457.917 | 3.818.913
Capitale sociale | 1.003.844 | 1.257.355
Riserva legale | 200.769 | 200.896
Riserva da soprapprezzo azioni | 628.395 | 1.387.572
Riserva OCI Cash Flow Hedge su contratti derivati | 11.524 | 9.109
Riserva da primo consolidamento | (323.907) | (323.907)
Riserva per business combination under common control | (349.839) | (349.839)
Riserva stock grant | 8.232 | 11.002
Riserva OCI da valutazione al fair value di partecipazioni | 319 | (660)
Altre riserve | 7.520 | 14.427
Utili a nuovo | 799.635 | 948.789
Riserva OCI da remeasurement piani a benefici definiti per i dipendenti | (7.429) | (8.151)
Utile netto | 478.854 | 672.320
a dedurre |  |
- Azioni proprie | - | -
Patrimonio netto di spettanza di terzi | 335.591 | 347.038
| 2.793.508 | 4.165.951

Capitale sociale
Il capitale sociale al 31 dicembre 2025 risulta costituito da n. 1.015.686.402 azioni prive del valore nominale (n. 811.242.309 al 31 dicembre 2024), a fronte di un controvalore complessivo pari a 1.257.355 mila euro (pari a 1.003.844 mila euro al 31 dicembre 2024).
Il 6 maggio 2024 l’Assemblea degli Azionisti di Italgas ha approvato il Piano di Co-investimento 2024-2025 e la proposta di aumento gratuito del capitale sociale, in una o più tranche, al servizio del medesimo Piano di co-investimento 2024-2025 per importo massimo nominale di 3.720.000 euro, mediante l’emissione di massime numero 3.000.000 nuove azioni ordinarie da assegnare, ai sensi dell‘art. 2349 c.c., per un corrispondente importo massimo tratto da riserva da utili a nuovo, esclusivamente ai beneficiari del Piano, ossia dipendenti della Società e e/o di società del Gruppo.
Il 12 febbraio 2025, in esecuzione del Piano di Co-investimento 2021-2023 approvato dall’Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azionisti del 20 aprile 2021, il Consiglio di Amministrazione ha determinato l’assegnazione gratuita di complessive 511.604 nuove azioni ordinarie della Società ai beneficiari del Piano stesso (c.d. secondo ciclo del Piano) e deliberato di eseguire la seconda tranche dell’aumento di capitale sociale approvato dalla predetta Assemblea, per un importo di nominali euro 634.388,96 prelevato da riserve da utili a nuovo.
Il 10 aprile 2025, l’Assemblea degli Azionisti di Italgas, in sede straordinaria, ha approvato la proposta di aumento di capitale in opzione, a pagamento, per un importo complessivo massimo pari a 1,02 miliardi di euro. L’aumento di capitale si è concluso con successo nel mese di giugno 2025 con l’emissione di 202.938.478 nuove azioni. Inoltre, l’Assemblea, in sede straordinaria, ha approvato la proposta di aumentare gratuitamente il capitale sociale, in una o più tranche , per un importo di nominali massimi euro 558.000, mediante assegnazione ai sensi dell’art. 2349 del codice civile di un corrispondente importo massimo di riserve da utili a nuovo, con emissione di non oltre n. 450.000 di azioni ordinarie da riservare ai beneficiari del Piano Stock
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
261
Grant. L’Assemblea degli Azionisti di Italgas S.p.A. nella seduta del 10 aprile 2025 ha approvato, in sede ordinaria, il piano di azionariato diffuso 2025-2027 denominato “Piano IGrant 2025-2027” che prevede l’assegnazione di azioni ordinarie ai dipendenti del Gruppo, con esclusione delle posizioni apicali, utilizzando azioni derivanti da due relativi aumenti di capitale sociale ai sensi dell’art. 2349 c.c.. A partire dal mese di settembre 2025 Italgas ha dato esecuzione alle operazioni previste dal Piano di Azionariato Diffuso (PAD), approvato con l’obiettivo di favorire il coinvolgimento diretto delle persone del Gruppo nella creazione di valore nel medio-lungo periodo. Tale iniziativa ha visto l’adesione di oltre il 60% dei dipendenti aventi diritto, il piano è volto a rafforzare l’allineamento tra gli interessi dei dipendenti e quelli degli azionisti, ha comportato l’emissione di nuove azioni ordinarie nel mese di ottobre e dicembre a servizio del piano, mediante aumenti di capitale eseguiti in forma gratuita e a pagamento.
Riserva legale
La riserva legale al 31 dicembre 2025 ammonta a 200.896 mila euro. L’incremento pari a 127 mila euro è relativo alla delibera dell‘Assemblea degli Azionisti del 13 maggio 2025.
Riserva da soprapprezzo azioni
La riserva da sovrapprezzo azioni pari a azioni pari a 1.387.572 mila euro (628.395 mila euro al 31 dicembre 2024) è stata creata a seguito dell’operazione di acquisto della partecipazione in Italgas Reti S.p.A. L’incremento rispetto al 31 dicembre 2024 di 759.177 mila euro è relativo al citato completamento nel mese di giugno 2025 dell’aumento di capitale da 1,02 miliardi di euro (202.938.478 azioni a 3,786 euro per azione) per 768.325 mila euro, all’attuazione dei piani di co-investimento per 2.312 mila euro e all’attuazione del piano di azionariato diffuso per 6.703 mila euro, effetti parzialmente compensati dall’iscrizione, come previsto dallo IAS 32 e dallo IAS 38, dei costi netti sostenuti in occasione dell’aumento di capitale al netto dei proventi netti derivanti dalla cessione dei diritti di opzione inoptati (-18.163 mila euro).
Riserva OCI Cash Flow Hedge su contratti derivati
La riserva, pari a 9.109 mila euro (11.524 mila euro al 31 dicembre 2024), accoglie il fair value del derivato IRS al netto del relativo effetto fiscale. La riserva si movimenta con la contabilizzazione dei flussi finanziari derivanti da strumenti che, ai fini dell’IFRS 9, vengono destinati come “strumenti a copertura dei flussi finanziari”. Il relativo effetto fiscale è riportato nella voce “effetto fiscale” delle “Componenti riclassificabili a conto economico” all’interno del Prospetto dell’utile complessivo.
Riserva da primo consolidamento
La riserva negativa da primo consolidamento pari a 323.907 mila euro è stata determinata in sede di primo consolidamento (anno 2016) a seguito dell’atto di vendita da parte di Snam S.p.A. a Italgas S.p.A. del 38,87% della partecipazione in Italgas Reti S.p.A. (accoglie la differenza tra il costo di acquisto della partecipazione di Italgas Reti e i relativi patrimoni netti di competenza del gruppo).
Riserva per business combination under common control
La riserva per business combination under common control, negativa per 349.839 mila euro, è relativa all’acquisto da Snam S.p.A. del 38,87% della partecipazione in Italgas Reti S.p.A. avvenuta nell’anno 2016.
A tale riguardo occorre precisare che l'acquisizione delle attività della Distribuzione di gas naturale è avvenuta mediante tre contestuali operazioni (conferimento, vendita e scissione) della Partecipazione detenuta da Snam S.p.A. in Italgas Reti S.p.A. a favore di Italgas S.p.A. Tale operazione ha determinato il deconsolidamento da parte di Snam del settore Distribuzione gas naturale, e da parte di Italgas S.p.A. l'acquisizione della partecipazione in Italgas Reti e, a livello consolidato, delle attività nette del settore distribuzione gas. Si ricorda che l'azionista di riferimento di Snam, CDP, è contestualmente l'azionista di riferimento di Italgas. L'esposizione sopra descritta riflette un'impostazione basata sulla continuità di valori contabili (rispetto a Snam) in quanto l'operazione rappresenta, nell'ambito del più ampio gruppo di cui Italgas è parte, una "aggregazione di entità o attività aziendali sotto comune controllo". Le società partecipanti all'aggregazione aziendale (Snam, Italgas e Italgas Reti) sono rimaste per effetto dell'operazione, soggette al controllo e, quindi, consolidate integralmente dallo stesso soggetto (CDP), ai sensi del Principio Contabile IFRS 10.
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
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Riserva stock grant
La riserva pari a 11.002 mila euro (8.232 mila euro al 31 dicembre 2024), accoglie la valutazione ai sensi dell’IFRS 2 dei piani di co-investimento approvati da parte dell’Assemblea degli Azionisti di Italgas S.p.A..
L‘Assemblea degli Azionisti di Italgas del giorno 20 aprile 2021 ha approvato il Piano di co-investimento 2021-2023 e la proposta di aumento gratuito del capitale sociale, in una o più tranche, al servizio del medesimo Piano di co-investimento 2021-2023 per un importo massimo nominale di 5.580.000,00 euro, mediante l’emissione di massime numero 4.500.000 nuove azioni ordinarie da assegnare gratuitamente, mediante assegnazione ai sensi dell’art. 2349 c.c., per un corrispondente importo massimo tratto da riserva da utili a nuovo, esclusivamente ai beneficiari del Piano, ossia dipendenti della Società e/o di società del Gruppo.
In relazione a tale piano sono stati attribuiti, dal Consiglio di Amministrazione, su proposta del Comitato Nomine e Remunerazione e in coerenza con la Politica sulla Remunerazione 2021, diritti a ricevere azioni Italgas in numero di 254.765 per il piano di co-investimento 2021-2023. Il fair value unitario dell’azione è pari a 5,55 euro per azione .
Il 6 maggio 2024 l’Assemblea degli Azionisti di Italgas ha approvato il Piano di co-investimento 2024-2025 e la proposta di aumento gratuito del capitale sociale, in una o più tranche, al servizio del medesimo Piano di co-investimento 2024-2025 per importo massimo nominale di 3.720.000 euro, mediante l’emissione di massime numero 3.000.000 nuove azioni ordinarie da assegnare, ai sensi dell‘art. 2349 c.c., per un corrispondente importo massimo tratto da riserva da utili a nuovo, esclusivamente ai beneficiari del Piano, ossia dipendenti della Società e e/o di società del Gruppo.
Riserva OCI da valutazione al fair value di partecipazioni
La riserva di valutazione al fair value pari a -660 mila euro (319 mila euro al 31 dicembre 2024) accoglie la variazione di fair value, al netto degli effetti fiscali delle partecipazioni minoritarie che alla rilevazione iniziale sono state designate come valutate a FVTOCI (“fair value rilevato con contropartita le altre componenti del conto economico complessivo). Per maggiori dettagli si veda la nota “Attività finanziarie non correnti”.
Altre riserve
Le altre riserve riguardano gli effetti derivanti dalla valutazione delle partecipazioni al patrimonio netto.
Riserva OCI da remeasurement piani a benefici definiti per i dipendenti
La riserva negativa per rimisurazione piani per benefici ai dipendenti pari a 8.151 mila euro al 31 dicembre 2025 (negativa per 7.429 al 31 dicembre 2024) accoglie le perdite attuariali, al netto del relativo effetto fiscale, iscritte nelle altre componenti dell’Utile complessivo, ai sensi di quanto previsto dallo IAS 19. La movimentazione della riserva nel corso dell’esercizio è di seguito analizzata:

(migliaia di €) | Riserva lorda | Effetto fiscale | Riserva netta
Riserva al 31.12.2023 | (9.773) | 2.749 | (7.024)
Variazioni dell'esercizio 2024 | (533) | 128 | (405)
Riserva al 31.12.2024 | (10.306) | 2.877 | (7.429)
Variazioni dell'esercizio 2025 | (949) | 227 | (722)
Riserva al 31.12.2025 | (11.255) | 3.104 | (8.151)

Patrimonio netto di spettanza di terzi
Il Patrimonio netto di spettanza di terzi è di seguito analizzato:

(migliaia di €) | Patrimonio netto di spettanza di terzi 31.12.2024 | Patrimonio netto di spettanza di terzi 31.12.2025 | Risultato di esercizio di spettanza di terzi 31.12.2024 | Risultato di esercizio di spettanza di terzi 31.12.2025
Toscana Energia S.p.A. | 215.934 | 227.449 | 21.831 | 24.598
Medea S.p.A. | 62.858 | 61.849 | 3.326 | 2.454
Geoside S.p.A. | 18.859 | 19.845 | (758) | 1.004
Italgas Newco S.p.A. subconsolidato | 33.882 | 34.805 | 3.981 | 4.758
Immogas S.p.A. | 2.396 | - | (92) | -
Idrosicilia S.p.A. | 761 | 592 | 34 | 8
Acqua Campania S.p.A. | 652 | 838 | 232 | 186
Laboratorio Acqua Campania s.r.l. | 249 | 278 | 27 | 29
Cilento Reti Gas S.r.l. | - | 2.078 | - | 438
2i Rete Gas S.p.A. | - | (696) | - | -
| 335.591 | 347.038 | 28.581 | 33.475

Dividendi
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
263
Il Consiglio di Amministrazione, nella riunione del 3 marzo 2026, ha proposto all’Assemblea degli Azionisti la distribuzione di un dividendo ordinario di 0,432 euro per azione. Il dividendo sarà messo in pagamento a partire dal 20 maggio 2026 con stacco cedola il 18 maggio 2026 e record date 19 maggio 2026.
Prospetto di raccordo del risultato dell’esercizio e del patrimonio netto di Italgas S.p.A. con quelli consolidati.

(migliaia di €) | Utile d'esercizio 2025 | Patrimonio netto 31.12.2025
Bilancio di esercizio di Italgas S.p.A. | 356.102 | 3.003.455
Utile d'esercizio delle Società incluse nell'area di consolidamento | 796.193 |
Differenza tra il valore di carico delle partecipazioni nelle imprese consolidate e il patrimonio netto del bilancio di esercizio, comprensivo del risultato di periodo |  | 875.486
Rettifiche effettuate in sede di consolidamento per: |  |
Dividendi al netto dell'effetto fiscale | (445.907) |
Proventi da valutazione delle partecipazioni con il metodo del patrimonio netto e altri proventi da partecipazioni | 7.541 | 70.580
Altre rettifiche di consolidamento al netto dell'effetto fiscale | (8.134) | 216.430
Interessi di terzi azionisti | (33.475) | (347.038)
| 316.218 | 815.458
Bilancio consolidato di pertinenza del gruppo | 672.320 | 3.818.913

26) Garanzie, impegni e rischi
Le Garanzie, impegni e rischi , di importo pari a 2.375.610 mila euro al 31 dicembre 2025 (2.015.158 mila euro al 31 dicembre 2024), si analizzano come segue:

(migliaia di €) | 31.12.2024 | 31.12.2025
Garanzie bancarie prestate nell’interesse delle imprese del Gruppo | 505.240 | 579.645
Impegni finanziari e rischi: | 1.509.918 | 1.795.965
Impegni | 1.275.737 | 1.570.004
Impegni per l'acquisto di beni e servizi | 1.275.737 | 1.570.004
Rischi | 234.181 | 225.961
- per risarcimenti e contestazioni | 234.181 | 225.961
| 2.015.158 | 2.375.610

Garanzie
Le garanzie pari a 579.645 mila euro (505.240 mila euro al 31 dicembre 2024) si riferiscono principalmente a garanzie emesse a fronte di fidejussioni e altre garanzie rilasciate nell’interesse delle controllate.
Inoltre, si segnala che nell’ambito dell’operazione di ingresso nel capitale sociale di ERG e della cessione degli asset, Medea ha rilasciato due garanzie di 66 milioni di euro sul finanziamento ottenuto da ERG propedeutico all’operazione.
Impegni
Al 31 dicembre 2025 gli impegni ammontano a 1.570.004 mila euro (1.275.737 mila euro al 31 dicembre 2024) e si riferiscono agli impegni assunti con fornitori per l’acquisto di attività materiali e la fornitura di servizi per l’acquisto di immobili, impianti, macchinari e attività immateriali in corso di realizzazione.
In aggiunta, gli impegni residui assunti dal Gruppo Italgas con le Stazioni Appaltanti per la realizzazione di investimenti derivanti dall’aggiudicazione di gare d’ambito del servizio di distribuzione gas ammontano a circa 1.182,9 milioni di euro. Inoltre, il Gruppo Italgas ha assunto impegni con i Comuni con i quali sono in essere concessioni non scadute, comprese nuove metanizzazioni, e concessioni assegnate in base al D.Lgs n. 164/2000, noto come "Decreto Letta", per oltre 23,6 milioni di euro.
In Grecia, con Decisione E-22/2025 pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale del Governo greco B’ 2042/28.04.2025 è stato approvato il Programma di Sviluppo della società Enaon EDA per le reti di distribuzione di gas naturale delle regioni dell’Attica, Salonicco, Tessaglia e resto della Grecia per il periodo 2025-2029 per complessivi 627,2 milioni di euro di investimenti. Al 31 dicembre 2025 l’impegno di investimenti residuo de programma ammonta a circa 502 milioni di euro. Nel rispetto dei termini previsti dalla regolazione greca, è in corso il processo di definizione del Programma di Sviluppo per il periodo 2026-2030.
Tali investimenti saranno destinati prevalentemente allo sviluppo e al potenziamento della rete di distribuzione gas in Italia e in Grecia.
Altri impegni non valorizzati
L’acquisto della partecipazione di Enerco Distribuzione da parte della controllata Italgas Reti, avvenuta nel corso del 2017, è soggetto a una clausola di conguaglio prezzo (cosiddetto “earn-out”) di proprietà.
L’acquisto del ramo d’azienda “Atem Alessandria 4” da parte della controllata Italgas Reti, avvenuto nel 2020, è soggetto a una clausola di conguaglio prezzo (cosiddetto “earn-out”) qualora il Bando di Gara dell’Atem Alessandria 4 venga aggiudicato entro 10 anni dalla data del signing e nell’eventualità in cui in tale Bando di Gara la stazione appaltante riconosca un valore di rimborso superiore a quello pro-forma sottostante all’accordo, per la stessa annualità di riferimento.
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In data 27 dicembre 2022, Alia Servizi Ambientali S.p.A. (“Alia”), Toscana Energia e Italgas hanno sottoscritto un contratto avente a oggetto, tra l’altro, opzioni, in base alle quali Italgas ha il diritto di acquistare n. 30.134.618 azioni di Toscana Energia di proprietà di Alia, pari a circa il 20,6099% del capitale sociale di Toscana Energia (le “Azioni TE di Alia” e l’“Opzione Call Toscana Energia”).
In conformità ai termini e alle condizioni previsti dal contratto, in data 14 gennaio 2025, Italgas ha esercitato l’Opzione Call Toscana Energia tramite invio della relativa notifica ad Alia. Il prezzo previsto contrattualmente per l’acquisto delle Azioni TE di Alia è da determinarsi come il “Fair market value” alla data di esecuzione dell’Opzione Call Toscana Energia, calcolato da parte di un istituto finanziario internazionale nominato congiuntamente dalle parti.
Nell’ambito dell’accordo di investimento stipulato in data 26 luglio 2022 e successivamente modificato tra Energetica S.p.A. e Medea S.p.A. relativo all’entrata di quest’ultima nel capitale sociale di Energie Rete Gas S.r.l. (“Erg”) per una quota pari al 49% attraverso il conferimento e successiva cessione in ERG di asset e attività di Medea relative al trasporto del gas (”Operazione Medea ERG”), le parti, inter alia, si sono impegnate a ripristinare la situazione giuridica ex ante all’Operazione Medea ERG qualora ERG non ottenga, (i) il riconoscimento, da parte del Ministero competente, fra le infrastrutture e/o i servizi di trasporto regionale del gas naturale di ERG nonché (ii) il riconoscimento, sotto il profilo regolatorio tariffario, come servizio di trasporto regionale. Nel 2023 Medea ed ERG hanno siglato un contratto di servizi che prevede che Medea corrisponderà ad ERG un corrispettivo per il servizio di trasposto erogato da ERG. Tale accordo si è reso necessario per la gestione del periodo transitorio; all’ottenimento da parte di ERG dell’autorizzazione trasporto e del riconoscimento tariffario il contratto sarà risolto.
Il 3 novembre 2025 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri “Individuazione delle opere e delle infrastrutture necessarie al phase out dell'utilizzo del carbone in Sardegna e alla decarbonizzazione dei settori industriali dell'isola” (il cosiddetto DPCM Sardegna). Il provvedimento, con valenza nazionale, conferma il meccanismo di perequazione tariffaria a favore dei soggetti che svolgono attività di trasporto su gomma di GNL e delle relative infrastrutture accessorie. Il Decreto prevede, inoltre, che entro 180 giorni dalla sua entrata in vigore, ARERA definisca il quadro regolatorio e tariffario per il riconoscimento di tali attività come servizi di trasporto regionale. Alla luce di quanto sopra, ERG può ritenere acquisita l’“Autorizzazione al Trasporto” per le attività svolte in Sardegna. In coerenza con tale quadro, il pool di banche finanziatrici dell’operazione ERG ha approvato la proroga al 30 giugno 2026 del termine relativo al riconoscimento tariffario, autorizzando altresì l’utilizzo del finanziamento per l’acquisto degli impianti GNL già realizzati entro tale data.
L’acquisto del ramo d’azienda cui fanno capo le concessioni detenute in Italia nel settore idrico avvenuto nel 2023 è soggetto a clausole di conguaglio prezzo (cosiddetto “earn-out”) da determinarsi per quattro anni secondo misurazioni annuali sulla base di incassi netti su determinati crediti da parte delle società collegate Siciliacque e Acqualatina.
Rischi
I rischi per risarcimenti e contestazioni (225.961 mila euro) sono relativi a oneri risarcitori possibili in conseguenza di controversie legali in atto, con bassa probabilità di verifica del relativo rischio economico.
GESTIONE DEI RISCHI FINANZIARI
Premessa
Italgas ha istituito, alle dirette dipendenze del CFO, l’unità Enterprise Risk Management (ERM) al fine di presidiare il processo di gestione integrata dei rischi aziendali per tutte le società del Gruppo. I principali obiettivi dell’ERM sono la definizione di un modello omogeneo e trasversale di valutazione dei rischi, l’identificazione dei rischi prioritari, nonché di garantire il consolidamento delle azioni di mitigazione e l’elaborazione di un sistema di reporting.
La metodologia ERM adottata dal Gruppo Italgas è in linea con i modelli di riferimento e le best practice internazionali esistenti (COSO Framework e ISO 31000).
L’ERM opera nell’ambito del più vasto Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi di Italgas.
Nell’ambito dei rischi d’impresa, i principali rischi finanziari identificati, monitorati, e, per quanto di seguito specificato, gestiti da Italgas, sono i seguenti:
- il rischio derivante dall’esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse;
- il rischio di credito derivante dalla possibilità di default di una controparte;
- il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni a breve termine;
- il rischio rating;
- il rischio di default e covenant sul debito finanziario.
Di seguito sono descritte le politiche e i principi di Italgas per la gestione e il controllo dei rischi derivanti da strumenti finanziari sopra elencati. In accordo con le informazioni da indicare ai sensi dell’IFRS 7 “Strumenti finanziari: informazioni integrative”, sono altresì illustrati la natura e l’entità dei rischi risultanti da tali strumenti.
Con riferimento agli altri rischi che caratterizzano la gestione (i rischi operativi e i rischi specifici dei settori in cui Italgas opera) si rinvia a quanto indicato nella Relazione sulla gestione al paragrafo “Fattori d’incertezza e gestione del rischio”.
Rischio di variazione dei tassi di interesse
Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e delle passività finanziarie dell’impresa e sul livello degli oneri finanziari netti.
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Un aumento dei tassi di interesse, non recepito – in tutto o in parte – nel WACC regolatorio, potrebbe avere effettivi negativi sull’attività e sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria del Gruppo Italgas per la componente variabile dell’indebitamento in essere e per i futuri finanziamenti.
Italgas ha come obiettivo il mantenimento, a regime, di un rapporto di indebitamento tra tasso fisso e tasso variabile tale da minimizzare il rischio di innalzamento dei tassi di interesse. Al 31 dicembre 2025 l’indebitamento finanziario risulta a tasso variabile per il 20,2% e a tasso fisso per il 79,8%. Si rimanda al paragrafo “Passività finanziarie a breve termine e a lungo termine” per ulteriori dettagli.
Di seguito sono evidenziati gli impatti sul patrimonio netto e sul risultato netto d’esercizio al 31 dicembre 2025 di un’ipotetica variazione positiva e negativa di 10 basis points (bps) dei tassi di interesse effettivamente applicati nel corso dell’esercizio.

(migliaia di €) | Risultato del conto economico | Altre componenti del conto economico complessivo
| interesse +10 bps | interesse -10 bps | interesse +10 bps | interesse -10 bps
Finanziamenti a tasso variabile non oggetto di copertura |  |  |  |
Effetto variazione del tasso di interesse | (2.150) | 2.150 |  |
Finanziamenti a tasso variabile convertiti tramite IRS in finanziamenti a tasso fisso |  |  |  |
Effetto variazione del tasso di interesse sul fair value dei contratti derivati di copertura - quota di copertura efficace |  |  | 452 | (455)
Impatti al lordo dell'effetto fiscale |  |  |  |
Effetto fiscale | 516 | (516) | (109) | 109
Impatti al netto dell'effetto fiscale | (1.634) | 1.634 | 344 | (346)

Rischio credito
Il rischio credito rappresenta l’esposizione a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti. Il mancato o ritardato pagamento dei corrispettivi dovuti potrebbe incidere negativamente sui risultati economici e sulla situazione finanziaria di Italgas.
Le regole per l’accesso degli utenti al servizio di distribuzione del gas in Italia sono stabilite dall’Autorità regolatoria competente e sono previste nei Codici di Rete, ovvero in documenti che stabiliscono, per ciascuna tipologia di servizio, le norme che regolano i diritti e gli obblighi dei soggetti coinvolti nel processo di erogazione dei servizi stessi, e dettano clausole contrattuali che riducono i rischi di inadempienza da parte dei clienti quali il rilascio di garanzie bancarie o assicurative a prima richiesta.
Oltre a ciò, al fine di gestire il rischio di credito, il Gruppo ha definito procedure per il monitoraggio e la valutazione del proprio portafoglio clienti. I mercati di riferimento sono quello italiano e quello greco.
Nell’ambito delle attività del settore efficienza energetica il rischio di credito risulta mitigato dal ricorso agli strumenti di incentivazione (principalmente Superbonus) – questi ultimi comunque influenzati dal rischio di gestione degli adempimenti che consentono il riconoscimento fiscale dei crediti - che garantiscono la copertura finanziaria di porzioni significative degli importi degli interventi. In tale ambito, i contratti stipulati dal Gruppo prevedono clausole che garantiscano la possibilità di rivalersi sui clienti in caso di impossibilità di ottenimento/revoca dell’incentivo. La rivalsa sui clienti, tuttavia, implica il permanere dell’esposizione al rischio di credito.
Al 31 dicembre 2025 non si evidenziano significativi rischi di credito. Si rileva che mediamente: (i) in Italia, il 97,4% dei crediti commerciali relativi alla distribuzione gas vengono liquidati alla scadenza e il 99,6% entro i successivi 4 giorni, (ii) in Grecia mediamente il 95,0% dei crediti commerciali relativi alla distribuzione gas vengono regolati entro la scadenza e circa la totalità entro i 4 giorni successivi, a conferma della forte affidabilità dei clienti.
Non può essere escluso, che Italgas possa incorrere in passività e/o perdite derivanti dal mancato adempimento di obbligazioni di pagamento dei propri clienti.
Per il dettaglio dei crediti per fascia di scaduto, si rimanda alla nota “Crediti commerciali e altri crediti”.
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Rischio liquidità
Il rischio liquidità rappresenta il rischio che, a causa dell’incapacità di reperire nuovi fondi (funding liquidity risk) o di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk), l’impresa non riesca a far fronte ai propri impegni di pagamento determinando un impatto sul risultato economico nel caso in cui l’impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio l’attività aziendale.
Italgas, anche alla luce dei piani di investimento in essere e delle operazioni previste nel breve periodo, non prevede impatti negativi significativi sul rischio di liquidità tenuto conto di quanto segue: (i) la Società dispone di liquidità depositata presso primari istituti di credito per un ammontare al 31 dicembre 2025 pari a 531.933 milioni di euro, (ii) il 16 maggio 2025 Italgas ha sottoscritto, con primari istituti di credito, due finanziamenti bancari a tasso variabile di importo pari a 300 milioni di euro (importo complessivo di 600 milioni di euro) e durata pari a 3 anni (iii) il 17 giugno 2025 Italgas ha sottoscritto, con un primario istituto di credito, un finanziamento bancario a tasso variabile, per un importo complessivo di 300 milioni di euro e durata pari a 3 anni; (iv) al 31 dicembre 2025, Italgas dispone di un programma Euro Medium Term Notes (EMTN), in aggiunta e ad integrazione del ricorso al sistema bancario, che attualmente consentono l’emissione di residui 5,0 miliardi di euro nominali da collocare presso investitori istituzionali.
Italgas ha come obiettivo, sul piano finanziario, la costituzione di una struttura finanziaria che, in coerenza con gli obiettivi di business, garantisca un livello adeguato per il gruppo in termini di durata e di composizione del debito. Il conseguimento di tale struttura finanziaria sarà ottenuto mediante il monitoraggio di alcune grandezze chiave, quali il rapporto tra indebitamento e RAB, il rapporto tra indebitamento a breve e a medio lungo termine, il rapporto tra indebitamento a tasso fisso e a tasso variabile e quello fra credito bancario accordato a fermo e credito bancario utilizzato.
Sebbene il Gruppo Italgas abbia relazioni con controparti diversificate e con elevato standing creditizio, sulla base di una policy di gestione e continuo monitoraggio del rischio di credito attivo delle stesse, il default di una controparte attiva o la difficoltà di liquidare attività sul mercato potrebbe avere effetti negativi sull’attività e sulla situazione patrimoniale e finanziaria del Gruppo Italgas.
Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti
Nella seguente tabella si riporta il piano dei rimborsi contrattualmente previsti relativi ai debiti finanziari, alle passività per beni in leasing e IFRIC12, compresi i pagamenti per interessi, ai debiti commerciali e altri debiti:

|  |  |  | Scadenza
(migliaia di €) | Saldo al 31.12.2024 | Saldo al 31.12.2025 | 2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | Oltre
Finanziamenti bancari | 983.391 | 2.628.354 | 322.847 | 221.756 | 1.495.904 | 99.062 | 99.062 | 389.722
Prestiti obbligazionari | 5.818.260 | 8.607.895 | 550.864 | 1.520.051 | 497.541 | 1.870.600 | 1.092.728 | 3.076.111
Passività a breve termine | 250.334 | 2.069 | 2.069 |  |  |  |  |
Interessi su prestiti obbligazionari |  |  | 167.436 | 159.823 | 135.845 | 135.845 | 92.320 | 198.970
Interessi su finanziamenti bancari |  |  | 251.916 | 26.814 | 26.728 | 26.643 | 26.570 | 4.220
Debiti finanziari IFRS 16 e IFRIC12 | 90.483 | 132.704 | 54.922 | 20.397 | 17.362 | 14.504 | 8.970 | 16.549
Interessi su debiti finanziari IFRS 16 e IFRIC12 |  |  | 2.567 | 1.527 | 1.004 | 558 | 222 | 281
Debiti verso altri finanziatori | 43.400 | 44.620 | 44.620 |  |  |  |  |
Debiti commerciali e altri debiti | 1.184.609 | 1.775.822 | 1.775.822 |  |  |  |  |
| 8.370.477 | 13.191.464 | 3.173.063 | 1.950.368 | 2.174.384 | 2.147.212 | 1.319.872 | 3.685.853

Per quanto riguarda la sensitivity sul tasso di interesse, in considerazione del fatto che il 79,8% dell’indebitamento finanziario del Gruppo è a tasso fisso, eventuali variazioni dei tassi di interesse non comportano effetti rilevanti.
Rischio rating
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Tra i fattori che definiscono la rischiosità percepita dal mercato, il merito creditizio, assegnato a Italgas dalle agenzie di rating, riveste un ruolo determinante poiché influenza la sua possibilità di accedere alle fonti di finanziamento e le relative condizioni economiche. Un peggioramento di tale merito creditizio potrebbe, pertanto, costituire una limitazione all’accesso al mercato dei capitali e/o un incremento del costo delle fonti di finanziamento, con conseguenti effetti negativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
Il 1° luglio 2025 l'agenzia di rating S&P ha assegnato ad Italgas e ad Italgas Reti il merito di credito di lungo termine di 'BBB+', Outlook Stabile.
4 luglio 2025 l'agenzia di rating Moody’s ha confermato il merito di credito di lungo termine di Italgas a 'Baa2', Outlook Stabile.
Il 16 dicembre 2025 Fitch ha confermato il rating di lungo termine di Italgas a BBB+ con Outlook Stabile.
Sulla base delle metodologie adottate dalle agenzie di rating, il downgrade di un notch dell’attuale rating della Repubblica italiana potrebbe innestare un aggiustamento al ribasso dell’attuale rating di Italgas, che a sua volta potrebbe avere impatti sul costo del debito futuro.
Rischio di default e covenant sul debito finanziario
Non sono presenti contratti di finanziamento contenenti covenant finanziari e/o assistiti da garanzie reali, ad eccezione del finanziamento BEI sottoscritto da Toscana Energia che prevede il rispetto di determinati covenant finanziari . Alcuni di tali contratti prevedono, inter alia, il rispetto di: (i) impegni di negative pledge ai sensi dei quali Italgas e le società controllate sono soggette a limitazioni in merito alla creazione di diritti reali di garanzia o altri vincoli su tutti o parte dei rispettivi beni, azioni o su merci; (ii) clausole pari passu e change of control; (iii) limitazioni ad alcune operazioni straordinarie che la società e le sue controllate possono effettuare. Al 31 dicembre 2025 tali impegni risultano rispettati.
I prestiti obbligazionari emessi da Italgas al 31 dicembre 2025 nell’ambito del programma Euro Medium Term Notes, prevedono il rispetto di covenants tipici della prassi internazionale di mercato, che riguardano, inter alia, clausole di negative pledge e di pari passu.
Il mancato rispetto degli impegni previsti per tali finanziamenti, in alcuni casi solo qualora tale mancato rispetto non venga rimediato nei periodi di tempo previsti, nonché il verificarsi di altre fattispecie quali, a titolo esemplificativo, eventi di cross - default, alcune delle quali soggette a specifiche soglie di rilevanza, determinano ipotesi di inadempimento in capo ad Italgas e, eventualmente, possono causare l’esigibilità immediata del relativo prestito.
Con riferimento ai finanziamenti BEI, i relativi contratti prevedono una clausola per la quale, in caso di una significativa perdita di concessioni, è previsto un obbligo informativo a BEI e un successivo periodo di consultazione, al termine del quale potrebbe essere richiesto il rimborso anticipato del finanziamento.
Tali fattispecie sono attentamente monitorate dal Gruppo nell’ambito della gestione finanziaria e dell’andamento del business.
Valore di mercato degli strumenti finanziari
Di seguito è indicata la classificazione delle attività e passività finanziarie, valutate al fair value nello schema della situazione patrimoniale-finanziaria secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda delle caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia del fair value prevede i seguenti livelli:
a) livello 1: prezzi quotati (e non oggetto di modifica) su mercati attivi per le stesse attività o passività finanziarie;
b) livello 2: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attività/passività oggetto di valutazione, sono osservabili direttamente (prezzi) o indirettamente (in quanto derivati dai prezzi);
c) livello 3: input non basati su dati di mercato osservabili.
In relazione a quanto sopra la classificazione delle attività e passività valutate al fair value nello schema di situazione patrimoniale-finanziaria secondo la gerarchia del fair value ha riguardato gli strumenti derivati IRS e sul tasso di cambio (13.277 mila euro al 31 dicembre 2025 e 16.860 mila euro al 31 dicembre 2024) classificati a livello 2 e iscritti alla nota 20 “Altre attività/passività correnti e non correnti finanziarie ”.
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Le partecipazioni valutate al fair value di cui alla nota 16 “Attività finanziarie non correnti” (25.268 mila euro al 31 dicembre 2025 e 20.359 mila euro al 31 dicembre 2024) incrementano di 4.909 mila euro. La variazione include l’acquisizione di ulteriori quote in Picarro (3.929 mila euro), l’effetto a Conto economico riguardante la valutazione di Reti Distribuzione (2.107 mila euro) e l’effetto a OCI della valutazione di Picarro (979 mila euro) e rientrano nella categoria del fair value di livello 3.
Altre informazioni sugli strumenti finanziari
Con riferimento alle categorie previste dallo IFRS 9 “Strumenti finanziari”, di seguito si riporta il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali:

| Valore di iscrizione | Proventi / Oneri rilevati | Proventi / Oneri rilevati
a conto economico | a patrimonio netto (a)
(migliaia di €) | Saldo al 31.12.2024 | Saldo al 31.12.2025 | Saldo al 31.12.2024 | Saldo al 31.12.2025 | Saldo al 31.12.2024 | Saldo al 31.12.2025
Strumenti finanziari valutati al costo ammortizzato |  |  |  |  |  |
- Disponibilità liquide | 402.662 | 531.933 |  |  |  |
- Attività finanziarie correnti | 3.592 | 4.004 |  |  |  |
- Crediti commerciali e altri crediti | 893.667 | 1.407.264 |  |  |  |
- Attività finanziarie non correnti | 10.982 | 8.730 |  |  |  |
- Altre attività non finanziarie correnti e non correnti | 863.306 | 831.287 |  |  |  |
- Debiti commerciali e altri debiti | 1.184.609 | 1.775.822 |  |  |  |
- Debiti finanziari (a) | 7.185.868 | 11.415.642 | (122.362) | (246.532) |  |
- Altre passività non finanziarie correnti e non correnti | 581.048 | 1.272.863 |  |  |  |
-Strumenti finanziari valutati al fair value |  |  |  |  |  |
- Altre partecipazioni | 20.359 | 25.268 |  |  | 468 | 763
- Attività (Passività) finanziarie per contratti derivati di copertura | 16.775 | 13.277 |  |  | 15.163 | (3.178)

(a) Gli effetti a Conto economico sono rilevati nella voce "Proventi/(Oneri) finanziari"
Nella tabella seguente viene fornito il confronto tra il valore di iscrizione delle passività finanziarie e il relativo fair value.

| Saldo al 31.12.2024 |  | Saldo al 31.12.2025
(migliaia di €) | Valore contabile | Valore di mercato |  | Valore contabile | Valore di mercato
Strumenti finanziari valutati al costo ammortizzato |  |  |  |  |
- Debiti finanziari non correnti | 6.187.329 | 5.775.157 |  | 10.413.445 | 10.221.022

Si rileva che il valore di iscrizione in bilancio dei crediti commerciali, altri crediti e debiti finanziari approssima la relativa valutazione al fair value, considerando il limitato intervallo temporale tra il sorgere del credito o della passività finanziaria e la sua scadenza.
Contenziosi e altri provvedimenti
Italgas è parte in procedimenti civili, amministrativi e penali e in azioni legali collegate al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente a disposizione, e tenuto conto dei rischi esistenti, Italgas ritiene che tali procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti sul proprio bilancio consolidato.
Di seguito è indicata una sintesi dei procedimenti più significativi; a fronte di tali procedimenti non è stato effettuato alcuno stanziamento di fondi in bilancio ai sensi del principio IAS 37, in quanto la Società ritiene che il rischio di soccombenza all’esito degli stessi sia possibile, ma non probabile, ovvero nel caso in cui l’ammontare dello stanziamento non sia stimabile in modo attendibile.
Contenzioso civile
Italgas Reti S.p.A. / Comune di Roma – Tribunale Civile di Roma
Il Comune di Roma ha contestato a Italgas Reti presunti inadempimenti contrattuali relativi a ritardi nell’esecuzione del piano industriale per il servizio di distribuzione del gas, avviando nel 2019 un procedimento
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per l’applicazione di penali. Italgas Reti ha respinto le contestazioni e ha impugnato gli atti del Comune, che con determina del 19 dicembre 2019 ha quantificato le penali in euro 91.853.392,79, riservandosi di escutere la fideiussione bancaria rilasciata a garanzia del contratto. Nel corso del contenzioso è emersa una complessa questione di giurisdizione, risolta dalla Corte di Cassazione il 12 gennaio 2021 in favore del giudice ordinario, dinanzi al quale Italgas Reti ha riassunto il giudizio l’11 febbraio 2021. Parallelamente, Italgas Reti ha promosso un’azione risarcitoria nei confronti del Comune di Roma per euro 106.290.396,25, a titolo di danni derivanti da presunti inadempimenti contrattuali dell’Amministrazione; anche tale giudizio è stato riassunto davanti al Tribunale Ordinario di Roma e riunito a quello avente ad oggetto le penali. Nel luglio 2023 il giudice ha disposto una consulenza tecnica d’ufficio (CTU), che si è svolta nel corso del 2024. All’udienza dell’11 dicembre 2024, preso atto delle risultanze della CTU, il Tribunale ha invitato le parti a valutare una definizione transattiva della controversia, rinviando la trattazione dapprima all’udienza del 1° luglio 2025 e successivamente al 3 dicembre 2025, data in cui la causa è stata rimessa in decisione, senza pregiudicare la possibilità di un accordo tra le parti. Con ordinanza del 17 novembre 2021, il Tribunale di Roma ha sospeso gli effetti del provvedimento di quantificazione delle penali e ha inibito al Comune di Roma l’escussione della fideiussione bancaria prestata a garanzia delle richieste di pagamento.
Anche sulla base di un parere legale esterno, la Società – allo stato – non ritiene probabile una soccombenza.
Comune di Venezia / Italgas Reti S.p.A. – Tribunale di Venezia
In data 24 aprile 2019, il Comune di Venezia ha notificato a Italgas Reti un atto di citazione innanzi al Tribunale di Venezia, richiedendo il pagamento di euro 59.006.552,03 a titolo di corrispettivo per l’utilizzo della porzione di rete devoluta gratuitamente, con riferimento al periodo compreso tra il 1° giugno 2010 e il 31 dicembre 2018, nonché delle ulteriori somme maturande fino alla sentenza definitiva.
Italgas Reti ha integralmente contestato la pretesa del Comune, sostenendo che la rete è stata acquisita in devoluzione gratuita, che non esiste una base normativa per determinare il canone in funzione delle tariffe ARERA e che il canone relativo ai cespiti del cosiddetto Blocco A era già incluso nel canone pattuito con atto aggiuntivo. In via subordinata, la Società ha chiesto la rideterminazione di un eventuale canone “congruo” per il periodo 1° gennaio 2013 – 31 dicembre 2018, successivo alla scadenza ope legis della concessione al 31 dicembre 2012, nonché la restituzione delle somme eventualmente corrisposte e non dovute.
Nel corso del giudizio, avviato lo scambio documentale, il Tribunale ha disposto l’acquisizione di ulteriore documentazione e, successivamente, ha ritenuto necessario procedere mediante consulenza tecnica d’ufficio (CTU). Le operazioni peritali si sono concluse e l’udienza per l’esame della CTU si è tenuta il 10 luglio 2025. Il giudizio è stato quindi rinviato all’udienza del 26 giugno 2026 per la precisazione delle conclusioni.
La Società, supportata anche da perizia tecnico-economica rilasciata da un esperto e sulla base di un parere legale esterno, non ritiene probabile una soccombenza.
Comune di Cavallino Treporti / Italgas Reti S.p.A. – Tribunale di Venezia
A seguito sentenza del Consiglio di Stato sull’acquisizione a titolo gratuito dei beni inclusi nel Blocco A, il Comune di Cavallino ‑ Treporti ha promosso un giudizio civile davanti al Tribunale di Venezia per ottenere il pagamento delle somme ritenute dovute per l’utilizzo di tali beni da parte di Italgas Reti.
Il giudizio di primo grado si è concluso con sentenza del 27 giugno 2022, con cui il Tribunale di Venezia ha rigettato integralmente la domanda del Comune. Il Comune ha quindi proposto appello, ma la Corte di Appello di Venezia, con sentenza del 22 aprile 2024, ha respinto l’impugnazione, pur sollevando alcuni dubbi in ordine alla giurisdizione. Successivamente, il Comune di Cavallino ‑ Treporti ha proposto ricorso per Cassazione; Italgas Reti si è costituita in giudizio e, allo stato, si è in attesa della fissazione dell’udienza. L’importo complessivo oggetto di causa (petitum) è pari a Euro 4.699.129,00. Si precisa che Italgas Reti gestisce il servizio di distribuzione del gas naturale nel territorio del Comune di Cavallino ‑ Treporti sulla base dei medesimi atti concessori in essere con il Comune di Venezia, in quanto il Comune di Cavallino ‑ Treporti è stato istituito nel 1999 mediante lo scorporo di una porzione del territorio comunale veneziano.
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La Società, supportata da un parere legale esterno, non ritiene allo stato probabile una soccombenza.
Publiservizi S.p.A. / Italgas S.p.A. – Tribunale di Firenze
Il 25 luglio 2019 Publiservizi, anche quale mandataria di altri Comuni azionisti di Toscana Energia S.p.A., ha citato in giudizio Italgas S.p.A. per una presunta violazione del patto parasociale del 28 giugno 2018, chiedendo l’acquisto del 3% del capitale di Toscana Energia al prezzo di euro 70.000.000,00, ovvero l’esecuzione del patto o, in subordine, il risarcimento del danno per euro 59.800.000,00.
Con sentenza dell’11 giugno 2024, il Tribunale di Firenze ha rigettato integralmente le domande di Publiservizi. In data 13 gennaio 2025, Publiservizi (oggi Alia) ha proposto appello innanzi alla Corte d’Appello di Firenze. L’udienza è fissata per il 17 aprile 2026.
Contenzioso penale
Di seguito sono indicati i principali contenziosi penali in cui il Gruppo è coinvolto.
Italgas Reti S.p.A. – Evento Ravanusa
La Procura della Repubblica di Agrigento ha avviato un’indagine in relazione all’esplosione avvenuta a Ravanusa l’11 dicembre 2021, che ha causato 9 vittime e gravi danni agli edifici. Nel dicembre 2021 sono state notificate informazioni di garanzia a dieci dipendenti di Italgas Reti per consentire accertamenti tecnici non ripetibili. Le indagini hanno evidenziato la rottura di una tubazione in acciaio posata nel 1988 da Siciliana Gas S.p.A. e hanno confermato la presenza dell’odorizzante nel gas. Nel maggio 2023 la Procura ha richiesto l’archiviazione nei confronti di tutti gli indagati di Italgas Reti, procedendo invece verso soggetti di Siciliana Gas S.p.A. e l’impresa esecutrice dei lavori. Si sono sviluppati due procedimenti penali: il primo, a carico dei dipendenti di Italgas Reti, si è concluso con decreto di archiviazione il 16 dicembre 2025; il secondo è tuttora pendente e riguarda Italgas Reti S.p.A. quale responsabile civile, con udienza per l’esame dei testi fissata al 12 marzo 2026. A seguito dell’evento, Italgas Reti ha inoltre realizzato, su richiesta del Comune di Ravanusa, un progetto di rimozione delle macerie, completato nel 2023.
Informative priorities ESMA 2025
Ai fini della Relazione finanziaria 2025, Italgas ha tenuto conto delle raccomandazioni ESMA, che richiamano l’attenzione sulle incertezze del contesto macroeconomico e geopolitico e sui loro potenziali impatti sulla situazione economico ‑ finanziaria. In particolare, ESMA richiede un’informativa chiara e specifica sugli effetti di tali incertezze sui risultati, sulle valutazioni, sulle stime e sulle analisi di sensitività.
Le raccomandazioni includono inoltre: (i) la coerenza tra informativa di bilancio e rendicontazione di sostenibilità, in particolare sulle tematiche climatiche; (ii) la valutazione già nel bilancio 2025 degli impatti degli aggiornamenti a IFRS 9 e IFRS 7 (contratti di fornitura elettrica dipendenti da fonti naturali) e dell’IFRS 18 su bilancio, sistemi informativi e comunicazioni; (iii) l’attenzione alla coerenza e stabilità degli indicatori alternativi di performance (IAP).
ESMA pone infine un focus specifico sulla Segment Information (IFRS 8), richiedendo una disclosure completa sui criteri di individuazione dei settori, su eventuali modifiche, sulla corretta attribuzione di ricavi e costi e sui fattori rilevanti per gli impairment test.
Il Gruppo ha considerato tali temi ai fini della redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2025.
Rischi climatici
Il Gruppo monitora i rischi legati al cambiamento climatico tramite il sistema di Enterprise Risk Management (ERM), distinguendo tra rischi fisici, connessi all’aumento di eventi climatici estremi e delle temperature medie nelle aree di operatività, e rischi di transizione, legati all’evoluzione normativa sulle emissioni, allo sviluppo tecnologico e all’incertezza sul ruolo futuro del gas naturale nel mix energetico. Per i rischi fisici, Italgas attua un monitoraggio continuo dell’integrità delle infrastrutture e utilizza tecnologie innovative per individuare tempestivamente eventuali criticità e limitare gli impatti sul servizio. I rischi di transizione sono gestiti attraverso investimenti in innovazione tecnologica, digitalizzazione della rete e adeguamento delle infrastrutture alla distribuzione di gas alternativi, quali idrogeno, biometano ed e ‑ gas, oltre a progetti di efficienza energetica e riduzione delle emissioni. L’innalzamento delle temperature e le dinamiche di transizione possono incidere sul numero di punti di riconsegna attivi e sui ricavi, effetti mitigati dai meccanismi regolatori introdotti da ARERA che prevedono aggiustamenti dei ricavi. Analogamente, il rischio legato alla domanda di gas è attenuato dai meccanismi di copertura dei ricavi previsti dall’attuale sistema tariffario della distribuzione del gas naturale.
Allo stesso modo, in ragione del sistematico monitoraggio dei propri asset, e delle aree sulle quali insistono, il Gruppo Italgas è in grado di identificare preventivamente possibili situazioni che potrebbero generare l’insorgere di passività potenziali connesse a rischi climatici.
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International Tax Reform – Pillar Two Model Rules
Le disposizioni si applicano alle imprese operanti in Italia e in Grecia appartenenti a gruppi multinazionali o nazionali con ricavi annui consolidati pari o superiori a 750 milioni di euro, calcolati come media in almeno due dei quattro esercizi immediatamente precedenti l’anno di riferimento. L’obiettivo della normativa è garantire che tali imprese siano soggette a un’aliquota fiscale minima effettiva del 15%, con eventuali integrazioni d’imposta richieste nelle giurisdizioni che non raggiungono tale livello.
La normativa si applica a Italgas e alle sue “partecipate di minoranza” (i.e. altre “entità” consolidate voce per voce da CDP in cui Italgas detiene una “partecipazione di controllo”) che si qualificano come “sottogruppo di minoranza”, riconducibile al Gruppo CDP. Quest’ultimo ha quale “controllante capogruppo”, Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. (CDP), che si qualifica come Ultimate Parent Entity - UPE - in quanto consolida “voce per voce” varie “entità” (tra cui CDP Reti e Italgas nonché altre entità partecipate da Italgas) e non è, a sua volta, consolidata “voce per voce” da altra “entità”.
Sulla base delle informazioni raccolte ed elaborate secondo le disposizioni normative vigenti è stata operata una ragionevole stima dell’esposizione del Gruppo Italgas alle imposte sul reddito al 31 dicembre 2025. Dalla stima effettuata non risultano passività per imposizione integrativa.
Erogazioni pubbliche ricevute in Italia
Secondo quanto previsto dalla Legge n. 124 del 4 agosto 2017 “Legge annuale per la concorrenza”, all’art. 1 co.125-129, si segnala che nel corso del 2025 sono stati incassati i seguenti contributi da Enti pubblici, relativi alla costruzione di reti gas in Italia.

Ente beneficiario | Ente concedente | Tipologia di operazione | Importo €
Denominazione | Codice fiscale | Partita IVA |  |
Ragione sociale
ITALGAS RETI S.p.A. | MINISTERO DELL'ISTRUZIONE E DEL MERITO | 80185250588 | 80185250588 | Progetto NIMBUS | 2.995.924
ITALGAS RETI S.p.A. | AUTORITÀ DI REGOLAZIONE PER ENERGIA RETI E AMBIENTE | 97190020152 | 97190020152 | P2G Sestu | 156.825
ITALGAS RETI S.p.A. | PROCIDA | 634830632 | 634830632 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 2.338.532
CILENTO RETI GAS S.r.l. | CAMEROTA | 84001750656 | 1534590656 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 351.148
CILENTO RETI GAS S.r.l. | CASALETTO SPARTANO | 84001470651 | 775920655 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 278.788
CILENTO RETI GAS S.r.l. | CASELLE IN PITTARI | 84001470651 | 775940653 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 41.681
CILENTO RETI GAS S.r.l. | MORIGERATI | 84001730658 | 3548800659 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 11.720
CILENTO RETI GAS S.r.l. | ROCCAGLORIOSA | 84001770654 | 891180655 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 121.382
CILENTO RETI GAS S.r.l. | SAN GIOVANNI A PIRO | 84001430655 | 2745400651 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 859.984
CILENTO RETI GAS S.r.l. | TORTORELLA | 84001490659 | 2441730658 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 10.157
MEDEA S.p.A. | ORUNE | 161070917 | 161070917 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 1.136.363
MEDEA S.p.A. | SANT’ANNA ARRESI | 81001910926 | 01351570922 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 1.453.254

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
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MEDEA S.p.A. | SANT’ANNA ARRESI | 81001910926 | 01351570922 | Contributi conto impianti - L.R. 3 APRILE 1995, N. 25 e - LEGGE REGIONALE 27.12.2001, N. 84 | 4.273
TOTALE |  |  |  |  | 9.760.031

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
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18) Ricavi e altri proventi operativi
La composizione dei ricavi e altri proventi operativi è riportata nella tabella seguente.

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Ricavi | 2.478.643 | 3.508.303
Altri proventi operativi | 60.792 | 80.846
| 2.539.435 | 3.589.149

I ricavi del Gruppo sono conseguiti in Italia e in Grecia.
L’analisi dei ricavi per settore di attività è riportata nella nota n. 34 “Informazioni per settore di attività”.
I ricavi verso parti correlate sono illustrati alla nota n. 36 “Rapporti con parti correlate”.
Ricavi
I ricavi , di importo pari a 3.508.303 mila euro (2.478.644 mila euro al 31 dicembre 2024), sono analizzati nella tabella seguente:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Distribuzione gas | 1.536.573 | 2.224.455
Ricavi per costruzione e migliorie infrastrutture (IFRIC 12) | 746.503 | 995.630
Assistenza tecnica, ingegneristica, informatica e prestazioni varie | 53.109 | 68.429
Interventi di efficienza energetica | 31.869 | 76.002
Servizio idrico integrato | 96.125 | 94.764
Quota dell'anno contributi allacciamento | - | 31.451
Altri ricavi ESCo | 14.358 | 16.533
Vendita altri prodotti | 107 | 1.039
| 2.478.644 | 3.508.303

I ricavi si riferiscono principalmente al corrispettivo per il servizio di vettoriamento del gas naturale e agli altri ricavi regolati relativi al gas (2.224.455 mila euro al 31 dicembre 2025 e 1.536.573 mila euro al 31 dicembre 2024), a ricavi derivanti dalla costruzione e dal potenziamento delle infrastrutture di distribuzione del gas e dell’acqua connessi agli accordi in concessione ai sensi di quanto previsto dall’IFRIC 12 (995.630 mila euro al 31 dicembre 2025 e 746.503 mila euro al 31 dicembre 2024) e al rilascio pro quota dell’anno dei contributi di allacciamento pagati dagli utenti finali al momento della connessione alla rete (34.982 mila euro al 31 dicembre 2025 e 18.999 mila euro al 31 dicembre 2024).
I ricavi della distribuzione gas in Italia sono esposti al netto delle componenti tariffarie addizionali rispetto alla tariffa destinate alla copertura degli oneri di carattere generale del sistema gas pari a 461.590 mila euro al 31 dicembre 2025 (135.460 mila euro al 31 dicembre 2024). Gli importi in oggetto sono versati, ove positivi, addebitati, ove negativi, per pari importo, alla CSEA.
I ricavi distribuzione gas hanno registrato un incremento di 687.882 mila euro rispetto al 31 dicembre 2024 caratterizzato dai benefici del nuovo perimetro derivante dall’acquisito delle società di 2i Rete Gas. Nonostante la significativa riduzione del WACC (-51,6 milioni di euro), la voce si incrementa per effetto della crescita della RAB (principalmente per gli investimenti effettuati nel periodo e l’effetto del deflatore e dell’impatto sul 2025 dei maggiori costi operativi riconosciuti ai fini tariffari della Delibera n. 87/2025/R/gas).
Tali ricavi si riferiscono al vettoriamento di gas naturale per conto di tutti gli operatori commerciali che richiedano l’accesso alle reti delle società di distribuzione e includono gli effetti derivanti (i) dal recepimento della Delibera n. 737/2022/R/gas in termini di riconoscimento del valore residuo degli smart meter di calibro non superiore a G6 prodotti fino all’anno 2016 ed entrati in esercizio entro l’anno 2018, (ii) i maggiori ricavi connessi al contributo art. 57 della Delibera ARERA 570/2019/R/gas relativo alla sostituzione di misuratori tradizionali con quelli elettronici (smart meter) e al recupero dei mancati ammortamenti (c.d. IRMA) ex DCO 545/2020/R/gas, Delibera n. 570/2019/R/gas, Delibera n. 287/2021 e la Determina n. 3/2021.
I ricavi derivanti da interventi di efficienza energetica pari a 76.002 mila euro al 31 dicembre 2025 (31.869 mila euro al 31 dicembre 2024) aumentano grazie all’apporto dei nuovi progetti di efficientamento energetico, sviluppati nel corso dell’esercizio nell’ambito dei nuovi schemi di incentivazione (superbonus ed ecobonus).
I ricavi del servizio idrico integrato pari a 94.764 mila euro al 31 dicembre 2025 (96.125 mila euro al 31 dicembre 2024) si riferiscono all’attività di captazione, potabilizzazione, adduzione trasporto, distribuzione, e vendita acqua in Campania.
Altri proventi operativi
Gli altri proventi operativi , di importo pari a 80.845 mila euro al 31 dicembre 2025 (60.792 mila euro al 31 dicembre 2024), si analizzano come segue, si analizzano come segue:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Proventi da incentivi recupero sicurezza servizio distribuzione gas | 2.436 | 38.156
Accertamento sicurezza impianti ex Delibera ARERA 40/04 | 1.541 | 1.521
Altri proventi da attività regolate | 9.721 | 16.401
Quota dell'anno contributi allacciamento | 18.999 | -
Plusvalenze da alienazione cespiti | 1.892 | 832
Rimborsi e riaddebiti vari di gestione | 18.148 | 12.364
Penalità contrattuali attive | 418 | 1.986
Proventi da investimenti immobiliari | 287 | 374

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
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Ricavi da personale distaccato | 1.215 | 1.386
Altri ricavi | 6.135 | 7.825
| 60.792 | 80.845

I proventi da incentivi recupero sicurezza servizio distribuzione gas, pari a 38.156 mila euro, sono relativi ai rimborsi riconosciuti dall’Autorità connessi al raggiungimento di standard qualitativi e tecnici relativi al servizio di distribuzione del gas naturale. L‘incremento è riconducibile, da un lato, al venir meno degli effetti della Delibera n. 490/2024/R/gas che, nel 2024, aveva determinato l‘annullamento dei premi relativi alla sicurezza del servizio di distribuzione gas per l’anno 2020, con il conseguente mancato riconoscimento di proventi per circa 24,0 milioni di euro, dall’altro, l’andamento considera il nuovo perimetro derivante dall’acquisizione di 2i Rete Gas.
I rimborsi e riaddebiti di gestione comprendono 12.364 mila euro di ristori da fornitori relativi a misuratori difettosi in garanzia.
Gli altri proventi da attività regolate, pari a 16.401 mila euro, sono relativi ai rimborsi per morosità e si incrementano a fronte del nuovo perimetro derivante dall’acquisizione di 2i Rete Gas.
19) Costi e altri oneri operativi
La composizione dei costi e altri oneri operativi, di importo pari a 1.684.911 mila euro al 31 dicembre 2025 (1.220.732 mila euro al 31 dicembre 2024), è riportata nella tabella seguente:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Costi di acquisto materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 168.459 | 190.307
Costi per servizi | 606.582 | 869.400
Costi per godimento beni di terzi | 102.496 | 153.097
Costo lavoro | 291.004 | 405.385
Svalutazione dei crediti commerciali netti | (822) | 2.605
Altri oneri operativi | 60.920 | 76.963
A dedurre: |  |
Incrementi per lavori interni | (7.907) | (12.846)
- di cui costi per servizi | (2.036) | (8.542)
- di cui costo del lavoro | (5.871) | (4.304)
| 1.220.732 | 1.684.911

I costi di acquisto materie prime, sussidiarie, di consumo e merci , pari a 190.307 mila euro (168.459 al 31 dicembre 2024) si analizzano come segue:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Materiali per il magazzino | 137.045 | 143.916
Acquisto gas | 3.472 | 4.705
Acquisto acqua | 195 | 293
Forza motrice | 22.704 | 26.290
Acquisto carburante | 4.046 | 6.571
Materiali di consumo | 996 | 8.532
| 168.458 | 190.307

I materiali per il magazzino si riferiscono in particolare all’acquisto di misuratori e tubazioni gas.
I costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci includono i costi relativi alla costruzione e al potenziamento delle infrastrutture della distribuzione gas e del servizio idrico pari a 131.357 mila euro (127.284 mila euro al 31 dicembre 2024) iscritti ai sensi dell’IFRIC 12.
I costi per servizi , di importo pari a 860.849 mila euro (604.545 mila euro al 31 dicembre 2024), riguardano:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Progettazione direzione lavori e manutenzione impianti | 414.957 | 606.945
Consulenze e prestazioni professionali | 67.110 | 109.074
Costi per servizi relativi al personale | 20.259 | 23.578
Servizi informatici e di telecomunicazioni | 43.538 | 53.773
Servizi energia elettrica, acqua e altri (utility) | 4.884 | 8.245
Assicurazioni | 6.840 | 13.293
Servizi di pulizia, vigilanza e guardiania | 4.281 | 5.797
Pubblicità, propaganda e rappresentanza | 5.334 | 5.892
Costi per personale distaccato | 698 | 987
Lavori effettuati per conto della Regione Campania | 13.832 | 11.211
Servizi diversi | 40.374 | 40.093
Utilizzo fondo rischi | (15.526) | (9.497)
| 606.581 | 869.391
A dedurre: |  |
Incrementi per lavori interni | (2.036) | (8.542)
| 604.545 | 860.849

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
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I costi per servizi includono i costi relativi alla costruzione e al potenziamento delle infrastrutture della distribuzione gas e del servizio idrico pari a 664.493 mila euro (478.116 mila euro al 31 dicembre 2024) iscritti ai sensi dell’IFRIC 12.
I costi per progettazione, direzione lavori e manutenzione impianti (606.945 mila euro al 31 dicembre 2025 e 414.957 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relativi essenzialmente all’attività di estensione e manutenzione degli impianti di distribuzione gas, nonché agli interventi eseguiti su immobili con finalità di efficientamento energetico. L’incremento di 191.988 mila euro è dovuto principalmente al nuovo perimetro derivante dall’acquisizione di 2i Rete Gas.
I costi per godimento beni di terzi , di importo pari a 153.105 mila euro (102.496 mila euro al 31 dicembre 2024), riguardano:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Canoni per brevetti, licenze e concessioni | 85.242 | 139.552
Locazioni e noleggi | 17.254 | 16.001
Utilizzo fondo rischi e oneri | - | (2.448)
| 102.496 | 153.105

I canoni, brevetti e licenze d’uso (139.552 mila euro al 31 dicembre 2025 e 85.242 mila euro al 31 dicembre 2024) riguardano principalmente canoni riconosciuti agli enti concedenti per l’esercizio in concessione dell’attività di distribuzione del gas naturale.
I costi per godimento beni di terzi includono i costi relativi alla costruzione e al potenziamento delle infrastrutture della distribuzione gas pari a 15.662 mila euro (16.425 mila euro al 31 dicembre 2024) iscritti ai sensi dell’IFRIC 12.
Il costo lavoro , di importo pari a 401.080 mila euro (285.133 mila euro al 31 dicembre 2024), si analizza come segue:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Salari e stipendi | 209.744 | 287.087
Oneri sociali | 60.684 | 84.551
Oneri per piani a benefici ai dipendenti | 16.659 | 23.993
Altri oneri | 3.917 | 9.753
| 291.004 | 405.384
A dedurre: |  |
Incrementi per lavori interni | (5.871) | (4.304)
| 285.133 | 401.080

La voce include i costi relativi alla costruzione e al potenziamento delle infrastrutture della distribuzione gas pari a 173.538 mila euro (118.104 mila euro al 31 dicembre 2024) iscritti ai sensi dell’IFRIC 12.
Gli oneri per piani a benefici ai dipendenti (23.993 mila euro al 31 dicembre 2025 e 16.659 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relativi principalmente al trattamento di fine rapporto maturato, da versare a fondi pensioni o all’Inps.
Gli altri oneri, pari a 9.753 mila euro (3.917 mila euro al 31 dicembre 2024), si riferiscono in particolare a oneri relativi al piano di incentivazione dei dirigenti (piano di co-investimento) e al piano di azionariato diffuso (piano IGrant).
Per i piani di Stock Grant e quelli di azionariato diffuso riservati a dipendenti della Società il fair value dell’opzione, determinato al momento dell’attribuzione viene rilevato quale costo a conto economico lungo il periodo di maturazione del beneficio, con contropartita patrimoniale corrispondente a una riserva istituita nel patrimonio netto.
Maggiori dettagli sono illustrati alla nota “Fondi per benefici ai dipendenti” .
Numero medio dei dipendenti
Il numero medio dei dipendenti a ruolo al 31 dicembre 2025 delle entità incluse nell’area di consolidamento, ripartito per qualifica professionale, è riportato nella tabella seguente:

Qualifica professionale | 2024 | 2025
Dirigenti | 82 | 91
Quadri | 431 | 499
Impiegati | 2.513 | 3.113
Operai | 1.312 | 1.625
| 4.338 | 5.328

Il numero medio dei dipendenti è calcolato come media determinata sulla base delle risultanze mensili dei dipendenti per categoria. L’incremento deriva prevalentemente dall’acquisizione di 2i Rete Gas.
Il personale in servizio medio al 31 dicembre 2025 è pari a n. 5.315 unità.
Compensi spettanti al key management personnel
I compensi spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della società, e quindi gli amministratori esecutivi e non, i direttori generali e i dirigenti con responsabilità strategica (cosiddetto “Key management personnel”) in carica al 31 dicembre 2025 sono di importo pari a 12.643 mila euro e risultano così composti:
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
276

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Salari e stipendi | 8.081 | 10.161
Benefici successivi al rapporto di lavoro | 755 | 903
Altri benefici a lungo termine | 1.466 | 1.579
| 10.302 | 12.643

Compensi spettanti agli Amministratori e ai Sindaci
I compensi spettanti agli Amministratori ammontano a 3.776 mila euro e i compensi spettanti ai Sindaci ammontano a 761 mila euro (art. 2427, n. 16 del Codice civile). Questi compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avente natura retributiva, previdenziale e assistenziale dovuta per lo svolgimento della funzione di amministratore o sindaco che abbiano costituito un costo per la Società, anche se non soggetti all’imposta sul reddito delle persone fisiche.
Gli altri oneri operativi , di importo pari a 76.964 mila euro (60.921 mila euro al 31 dicembre 2024), sono di seguito analizzati:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Penalità | 6.887 | 20.946
Imposte indirette, tasse e tributi locali | 5.697 | 11.572
Accantonamenti/rilasci fondi rischi e oneri | 673 | (7.637)
Minusvalenze da alienazione/radiazione immobilizzazioni materiali e immateriali | 39.760 | 39.666
Altri oneri | 7.904 | 12.417
| 60.921 | 76.964

Le penalità pari a 20.946 mila euro (6.887 mila euro al 31 dicembre 2024) riguardano principalmente il settore della distribuzione gas e comprendono i costi correlati alle penali per la differenza tra il gas immesso e gas prelevato ai city gate derivanti dalla Delibera ARERA n. 386/2022/R/gas per gli anni 2020-2022, 2021-2023, e 2022-2024 di 8.374 mila euro, oneri per transazioni, risarcimenti e sanzioni.
I rilasci netti a fondi rischi e oneri ammontano a 7.637 mila euro (accantonamenti per 673 mila euro al 31 dicembre 2024). Per maggiori dettagli in merito alla movimentazione intercorsa nell’esercizio, si rimanda alla nota “Fondi per rischi e oneri”.
Le minusvalenze da alienazione/radiazione di immobilizzazioni (39.666 mila euro al 31 dicembre 2025 e 39.760 mila euro al 31 dicembre 2024) sono relative principalmente alla sostituzione di misuratori, nonché a tubazioni e allacciamenti.
I costi operativi relativi alla costruzione e al potenziamento delle infrastrutture di distribuzione del gas e del servizio idrico connessi agli accordi in concessione, iscritti ai sensi di quanto previsto dall’IFRIC 12, ammontano a 995.631 mila euro e risultano così composti:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Costi di acquisto materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 127.284 | 131.357
Costi per servizi | 478.116 | 664.493
Costi per godimento beni di terzi | 16.425 | 15.662
Costo lavoro | 118.104 | 173.538
Altri oneri operativi | 6.575 | 10.581
| 746.504 | 995.631

20) Ammortamenti e svalutazioni
La voce ammortamenti e svalutazioni, di importo pari a 693.087 mila euro (536.555 mila euro al 31 dicembre 2024), si analizza come segue:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Ammortamenti | 549.120 | 712.344
- Immobili, impianti e macchinari | 20.547 | 25.139
- Diritto all'uso ex IFRS 16 | 32.462 | 44.599
- Attività immateriali | 496.111 | 642.606
Svalutazioni | (12.565) | (19.257)
| 536.555 | 693.087

Gli utilizzi netti delle attività immateriali, pari a 19.257 mila euro (12.565 mila euro nel 2024), sono attribuibili prevalentemente all’utilizzo del fondo svalutazione relativo a smart meter gas difettosi.
21) Oneri finanziari netti
Gli oneri finanziari netti, di importo pari a 236.378 mila euro (120.666 mila euro al 31 dicembre 2024), si analizzano come segue:

(migliaia di €) | 2024 | 2025

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
277

Oneri finanziari netti | (122.362) | (239.814)
Oneri finanziari | (139.862) | (246.482)
Proventi finanziari | 17.500 | 6.668
Altri oneri finanziari netti | 1.317 | 3.929
Altri oneri finanziari | (9.704) | (10.827)
Altri proventi finanziari | 11.021 | 14.756
Variazione fair value strumenti derivati | 379 | (493)
| (120.666) | (236.378)

Di seguito il dettaglio di oneri finanziari, proventi finanziari e altri proventi e oneri finanziari:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Oneri finanziari netti | (122.362) | (239.814)
Oneri su debiti finanziari: | (139.862) | (246.482)
- Interessi passivi su prestiti obbligazionari | (108.218) | (173.153)
- Commissioni passive su finanziamenti e linee di credito bancarie | (4.824) | (11.062)
- Interessi passivi su linee di credito e finanziamenti passivi verso banche e altri finanziatori | (26.820) | (62.267)
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale |  |
Proventi su crediti finanziari: | 17.500 | 6.668
- Interessi attivi e altri proventi su attività finanziarie non strumentali all'attività operativa | 17.500 | 6.668
Altri oneri finanziari netti: | 1.317 | 3.929
- Oneri finanziari capitalizzati | 1.293 | 69
- Proventi (oneri) finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) (*) | (2.769) | (3.011)
- Oneri diritto all'uso IFRS 16 | (1.376) | (2.567)
- Altri oneri | (6.852) | (5.318)
- Altri proventi | 11.021 | 14.756
Variazione fair value strumenti derivati | 379 | (493)
| (120.666) | (236.378)
(*) La voce riguarda l’incremento dei fondi per rischi e oneri e dei fondi per benefici ai dipendenti che sono indicati, a un valore attualizzato, nelle note “Fondi per rischi e oneri” e “Fondi per benefici ai dipendenti”.

.
Gli oneri finanziari netti aumentano di 117.452 mila euro rispetto al 2024 principalmente per effetto (i) degli oneri relativi alla linea di credito c.d. “Bridge” per l’acquisizione di 2i Rete Gas, (ii) degli oneri finanziari derivanti dalla valutazione al fair value derivante dalla Purchase Price Allocation delle obbligazioni emesse da 2i Rete Gas e (iii) dell’impatto dell’emissione obbligazionaria dual-tranche effettuata a marzo 2025.
22) Proventi netti su partecipazioni
I proventi netti su partecipazioni, di importo pari a 10.888 mila euro (11.209 mila euro al 31 dicembre 2024), si analizzano come segue:

| 2024 | 2025
Quota del risultato delle partecipazioni in società collegate/joint venture | 9.945 | 8.701
Proventi da quota del risultato delle partecipazioni in società collegate/joint venture | 9.945 | 8.701
Altri proventi da partecipazioni | 1.264 | 2.188
Altri proventi da partecipazioni | 1.264 | 2.188
| 11.209 | 10.889

L’analisi dei proventi ed oneri derivanti dalla contabilizzazione con il metodo del patrimonio netto è riportata nella nota “Partecipazioni contabilizzate con il metodo del patrimonio netto”.
Gli altri proventi da partecipazioni si riferiscono al contributo derivante dalle partecipazioni in altre società (prevalentemente Reti Distribuzione).
23) Imposte sul reddito
Le imposte sul reddito di competenza dell’esercizio, pari a 279.867 mila euro (165.257 mila euro al 31 dicembre 2025), si analizzano come segue:

| 2024
(migliaia di €) | IRES | IRAP | ESTERE | Totale
Imposte correnti | 130.893 | 29.400 | 3.667 | 163.960
Imposte correnti di competenza dell'esercizio | 156.056 | 33.292 | 3.667 | 193.015
Agevolazione Patent box | (18.311) | (3.639) | - | (21.950)
Rettifiche per imposte correnti relative a esercizi precedenti | (6.852) | (253) | - | (7.105)
Imposte differite e anticipate | (12.261) | 727 | 12.831 | 1.297
Imposte differite | (13.412) | (1.186) | 12.831 | (1.767)
Imposte anticipate | (1.151) | (1.913) | - | (3.064)
| 118.632 | 30.127 | 16.498 | 165.257

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
278

| 2025
(migliaia di €) | IRES | IRAP | ESTERE | Totale
Imposte correnti | 255.812 | 54.869 | 222 | 310.903
Imposte correnti di competenza dell'esercizio | 248.252 | 54.641 | 222 | 303.115
Rettifiche per imposte correnti relative a esercizi precedenti | 7.560 | 228 | - | 7.788
Imposte differite e anticipate | (46.459) | (575) | 15.998 | (31.036)
Imposte differite | (34.316) | (3.771) | 15.998 | (22.089)
Imposte anticipate | 12.143 | (3.196) | - | 8.947
| 209.353 | 54.294 | 16.220 | 279.867

Le imposte sul reddito riguardano imposte correnti pari a 310.903 mila euro (163.960 mila euro al 31 dicembre 2024) e imposte differite nette pari a 31.036 mila euro.
Le aliquote applicate e previste dalla normativa fiscale italiana per le imposte correnti sono pari rispettivamente al 24% per l'IRES ed al 4,2% per l'IRAP. L‘aliquota applicata e prevista dalla normativa fiscale greca per le imposte correnti è pari al 22%.
L’analisi della riconciliazione tra l’onere fiscale teorico, determinato applicando l’aliquota fiscale IRES vigente in Italia del 24%, e l’onere fiscale effettivo di competenza dell’esercizio è di seguito riportata:

|  | 2024 |  | 2025
(migliaia di €) |  | Aliquota d'imposta | Saldo |  | Aliquota d'imposta | Saldo
IRES ed ESTERE |  |  |  |  |  |
Utile ante imposte |  |  | 672.691 |  |  | 985.662
Imposte IRES di competenza calcolate sulla base dell'aliquota teorica d'imposta |  | 24,00% | 161.446 |  | 24,00% | 236.559
Variazioni rispetto all'aliquota teorica: |  |  |  |  |  |
- Proventi su partecipazioni |  | 0,8% | 5.179 |  | 0,5% | 5.351
- Patent box |  | (2,7)% | (18.311) |  | 0,0% | -
- Imposte correnti esercizio precedenti |  | (1,0)% | (6.852) |  | 0,0% | 460
- Agevolazione fiscale "Super Iper ammortamenti" |  | (1,3)% | (8.594) |  | (1,2)% | (12.120)
- Altre differenze permanenti |  | 0,3% | 2.262 |  | (0,5)% | (4.678)
Imposte IRES di competenza dell'esercizio rilevate a Conto Economico |  | 20,1% | 135.130 |  | 22,9% | 225.572
|  | 2024 |  | 2025
(migliaia di €) |  | Aliquota d'imposta | Saldo |  | Aliquota d'imposta | Saldo
IRAP |  |  |  |  |  |
Utile operativo ai fini IRAP |  |  | 782.147 |  |  | 1.211.151
Imposte IRAP di competenza calcolate sulla base dell'aliquota teorica d'imposta |  | 4,2% | 32.850 |  | 4,2% | 50.868
Variazioni rispetto all'aliquota teorica |  |  |  |  |  |
- Imposte esercizi precedenti |  | 0,0% | (253) |  | 0,0% | 84
- Patent box |  | (0,5)% | (3.639) |  | 0,0% | -
- Conguagli IRAP regionali |  | 0,6% | 4.201 |  | 1,4% | 4.263
- Altre differenze permanenti |  | 0,2% | (3.032) |  | (0,1)% | (920)
Imposte IRAP di competenza dell'esercizio rilevate a Conto Economico |  | 4,5% | 30.127 |  | 5,5% | 54.295

Il dettaglio delle imposte differite e anticipate suddivise in base alla natura delle differenze temporanee significative che le hanno generate è fornita alla nota “Passività per imposte differite”.
Imposte relative a componenti dell’utile complessivo
Nella tabella seguente sono riportate le imposte correnti e differite relative alle altre componenti dell’utile complessivo:

| 2024 |  | 2025
(migliaia di €) | Valore ante imposte | Impatto fiscale | Valore al netto d’imposta |  | Valore ante imposte | Impatto fiscale | Valore al netto d’imposta
Remeasurement piani a benefici definiti per i dipendenti | (629) | 176 | (453) |  | (1.003) | 281 | (722)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI | 106 | (25) | 81 |  | (1.288) | 309 | (979)

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
279

Utile/(perdita) del Fair Value derivante da strumenti di copertura durante il periodo | (15.321) | 3.677 | (11.644) |  | (3.178) | 763 | (2.415)
Altre componenti dell’utile complessivo | (15.844) | 3.828 | (12.016) |  | (5.468) | 1.353 | (4.116)
Imposte differite/anticipate |  | 3.828 |  |  |  | 1.353 |

24) Utile per azione
L’utile per azione base, così come definito dallo IAS 33, pari a 0,713 euro per azione (0,59 euro per azione al 31 dicembre 2024), è determinato dividendo l’utile netto di competenza Italgas pari a 672.320 mila euro (478.854 mila euro al 31 dicembre 2024) per il numero medio ponderato delle azioni di Italgas in circolazione durante il periodo pari a 942.746.244 azioni (811.242.309 azioni al 31 dicembre 2024). L‘Earning per share adjusted, calcolato come il rapporto tra l’utile netto adjusted di competenza Italgas e il numero complessivo delle azioni in circolazione al 31 dicembre 2025, pari a 1.015.686.402, è pari a 0,664 euro per azione (0,624 al 31 dicembre 2024).
L’utile per azione diluito è determinato dividendo l’utile netto di competenza Italgas, pari a 672.320 mila euro, per il numero medio ponderato delle azioni in circolazione durante il periodo incluse le azioni che potrebbero aggiungersi per effetto dell’assegnazione di azioni a fronte dei piani di stock grant e del piano di azionariato diffuso. L’utile per azioni diluito, calcolato considerando anche il piano di co-investimento, è pari a 0,705 euro per azione (0,59 euro per azione al 31 dicembre 2024).
25) Informazioni per settore di attività
In conformità al principio contabile internazionale IFRS 8 “Settori operativi” i settori individuati di Gruppo al 31 dicembre 2025 sono i seguenti:
- Distribuzione gas;
- Servizio idrico;
- Efficienza energetica;
- Corporate.
Il risultato operativo (EBIT) è la misura di profitto chiave utilizzata dalla Direzione Aziendale per valutare la performance e allocare le risorse ai settori operativi del Gruppo, nonché per analizzare i trend operativi, effettuare confronti analitici e benchmark tra i periodi e tra i settori. Il risultato operativo (EBIT) è definito come l'utile (o la perdita) netto dell’esercizio escludendo le imposte sul reddito, gli oneri finanziari netti e i proventi netti su partecipazioni.
Gli investimenti in immobili, impianti e macchinari e gli Investimenti in attività immateriali sono la misura chiave utilizzata dalla Direzione Aziendale per allocare le risorse ai settori operativi del Gruppo.
Le seguenti tabelle riassumono informazioni finanziarie selezionate per settore per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2024 e 2025.

(migliaia di €) | Distribuzione gas | Servizio Idrico | Efficienza energetica | Corporate | Totale
31.12.2024 |  |  |  |  |
Totale ricavi e altri proventi operativi | 2.408.448 | 99.093 | 48.608 | 85.293 | 2.641.442
a dedurre ricavi e altri proventi operativi infrasettori | (16.707) | (47) | (2.022) | (83.230) | (102.006)
Totale ricavi e altri proventi operativi verso terzi | 2.391.741 | 99.046 | 46.586 | 2.063 | 2.539.436
Utile operativo | 773.734 | 12.262 | 407 | (4.254) | 782.149
Totale oneri finanziari netti |  |  |  |  | (120.666)
Totale proventi su partecipazioni netti |  |  |  |  | 11.209
Utile prima delle imposte |  |  |  |  | 672.692
Investimenti in Immobili, impianti e macchinari | 46.477 | 2.751 | 3.770 | 2.469 | 55.467
Investimenti in Attività immateriali | 851.102 | 26.958 | 577 | 50 | 878.687
Totale investimenti in Immobili, impianti e macchinari e attività immateriali | 897.579 | 29.709 | 4.347 | 2.519 | 934.154

(migliaia di €) | Distribuzione gas | Servizio Idrico | Efficienza energetica | Corporate | Totale
31.12.2025 |  |  |  |  |

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
280

Totale ricavi e altri proventi operativi | 3.391.811 | 100.469 | 92.951 | 126.672 | 3.711.903
a dedurre ricavi e altri proventi operativi infrasettori | (27.856) | (4) | (2.588) | (123.758) | (154.206)
Totale ricavi e altri proventi operativi verso terzi | 3.363.955 | 100.465 | 90.363 | 2.914 | 3.557.697
Utile operativo | 1.206.938 | 7.430 | 10.336 | (13.553) | 1.211.151
Totale oneri finanziari netti |  |  |  |  | (236.378)
Totale proventi su partecipazioni netti |  |  |  |  | 10.889
Utile prima delle imposte |  |  |  |  | 985.662
Investimenti in Immobili, impianti e macchinari | 102.925 | 3.372 | 3.851 | 1.893 | 112.041
Investimenti in Attività immateriali | 1.062.033 | 28.993 | 436 | 120 | 1.091.582
Totale investimenti in Immobili, impianti e macchinari e attività immateriali | 1.164.958 | 32.365 | 4.287 | 2.013 | 1.203.623

26) Informazioni per area geografica
In base a quanto previsto dal paragrafo 33 del principio contabile IFRS 8, di seguito vengono esposti i ricavi, le attività non correnti e gli investimenti per area geografica:

(migliaia di €) |  |  |
2024 | Italia | Grecia | Paesi extra EU |
Ricavi | 2.258.800 | 279.196 | 1.440 |
Attività non correnti | 9 .061.549 | 1.287.444 |  |
Investimenti in attività materiali e immateriali | 765.979 | 120.984 |  |

(migliaia di €) |  |  |
2025 | Italia | Grecia | Paesi extra EU |
Ricavi | 3.215.311 | 292.062 | 930 |
Attività non correnti | 15.112.860 | 1.202.698 |  |
Investimenti in attività materiali e immateriali | 1.078.374 | 125.249 |  |

27) Rapporti con parti correlate
Sulla base dell’attuale assetto proprietario di Italgas, ai sensi del paragrafo 9 dello IAS 24 le parti correlate di Italgas, sono rappresentate, oltre che da amministratori, sindaci, dirigenti con responsabilità strategiche e imprese collegate e a controllo congiunto del Gruppo, anche dalle imprese controllate (direttamente o indirettamente) da parte di CDP, incluso quindi l’azionista Snam, e dal Ministero dell’Economia e delle Finanze (MEF).
A seguito dell’entrata in vigore dell’art. 13, comma 1-bis, del decreto-legge n. 95/2025, così come convertito dalla legge 118/2025 e dell’art. 1, comma 268, legge di bilancio 2026, la Società ha modificato le proprie procedure interne ai fini della disciplina delle operazioni con parti correlate ai sensi dell’art. 2391- bis c.c.. La recente normativa entrata in vigore ha infatti sancito che non sussistono rapporti di correlazione per gli effetti di cui all'articolo 2391-bis del Codice civile fra le pubbliche amministrazioni che non esercitano poteri di direzione e coordinamento e le società da queste ultime partecipate anche in modo indiretto.
L’informativa che segue è invece resa ai sensi dello IAS 24. Le operazioni con parti correlate intraprese dal Gruppo Italgas riguardano lo scambio di beni, la prestazione di servizi e, relativamente a CDP, la provvista di mezzi finanziari.
Questi rapporti rientrano nell’ordinaria gestione dell’impresa e sono generalmente regolati in base a condizioni di mercato, cioè alle condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti. Tutte le operazioni attuate sono state compiute nell’interesse delle imprese del Gruppo Italgas.
CDP e CDP Reti consolidano Italgas ai sensi del principio contabile internazionale IFRS 10; inoltre CDP, con consiglio di amministrazione del 1° agosto 2019, ha riqualificato il rapporto partecipativo in Italgas S.p.A. come controllo di fatto ai sensi dell’art. 2359, comma 1, n. 2), del Codice civile e dell’art. 93 del TUF. Italgas non è soggetta ad attività di direzione e coordinamento da parte di CDP.
Italgas non è soggetta ad attività di direzione e coordinamento. Italgas esercita attività di direzione e coordinamento nei confronti delle sue controllate ex art. 2497 e ss. del Codice Civile
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
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Di seguito sono evidenziati i saldi dei rapporti di natura commerciale e diversa e di natura finanziaria posti in essere con le parti correlate sopra definite ed è altresì indicata la natura delle operazioni più rilevanti.
Con riferimento, in particolare, ai saldi esposti verso il Gruppo Eni, il Gruppo Enel e il Gruppo Poste Italiane, i rapporti sottostanti si riferiscono alle attività relative al servizio di distribuzione del gas naturale secondo i termini del Codice di Rete, definito dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente. Il Codice di Rete regola le condizioni, non discriminatorie, ivi incluse quelle tariffarie, applicabili a tutti gli utenti della distribuzione.
Rapporti commerciali e diversi
I rapporti di natura commerciale e diversi sono analizzati nella tabella seguente:

| 31.12.2024 |  | 2024
|  |  |  | Costi (a) |  | Ricavi (b)
(migliaia di €) | Crediti | Debiti |  | Beni | Servizi | Altro |  | Servizi | Altro
Impresa controllante |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Gruppo CDP | - | 95 |  | 1 | 100 | 195 |  | - | -
| 0 | 95 |  | 1 | 100 | 195 |  | 0 | 0
Imprese a controllo congiunto e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Umbria Distribuzione Gas | 2.972 | 30 |  | - | (31) | - |  | 839 | 86
- Metano Sant'Angelo Lodigiano | 474 | 2 |  | - | (8) | - |  | 340 | 106
- Gesam Reti | 81 | - |  | - | - | - |  | 78 | 6
- Enerpaper | 45 | 290 |  | - | 403 | - |  | - | -
- Energie Rete Gas | 2.007 | 10.835 |  | 92 | 7.876 | 1.579 |  | 1.322 | 367
| 5.579 | 11.157 |  | 92 | 8.240 | 1.579 |  | 2.579 | 565
Imprese possedute o controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Gruppo Eni | 177.500 | 40.716 |  | 4.468 | 704 | 2.402 |  | 570.429 | 3.723
- Gruppo Snam | 413 | 376 |  | - | 156 | 167 |  | 240 | 111
- Gruppo Enel | 49.177 | 11.625 |  | (3) | 150 | 1.342 |  | 167.987 | 2.928
- Gruppo GSE Gestore Servizi | 1.073 | (678) |  | - | 60 | 80.466 |  | 2.823 | (1.372)
- Altre | 1.090 | 1.596 |  | 12 | 503 | 1.236 |  | 246 | 880
| 229.253 | 53.635 |  | 4.477 | 1.573 | 85.613 |  | 741.725 | 6.270
Altre parti correlate |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Altre | - | 616 |  | 2.052 | 285 | 2 |  | - | -
| - | 616 |  | 2.052 | 285 | 2 |  | - | -
Totale | 234.832 | 65.503 |  | 6.622 | 10.198 | 87.389 |  | 744.304 | 6.835
(a) Comprendono costi per beni e servizi destinati a investimento. |  |  |  |  |  |  |  |  |
(b) Al lordo delle componenti tariffarie che trovano contropartita nei costi. |  |  |  |  |  |  |  |  |
| 31.12.2025 |  | 2025
|  |  |  | Costi (a) |  | Ricavi (b)
(migliaia di €) | Crediti | Debiti |  | Beni | Servizi | Altro |  | Servizi | Altro
Impresa controllante |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Gruppo CDP | - | 172 |  | - | 82 | 4 |  | - | -
| - | 172 |  | - | 82 | 4 |  | - | -
Imprese a controllo congiunto e collegate |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Umbria Distribuzione Gas | 2.087 | (69) |  | - | - | - |  | 612 | 75
- Metano Sant'Angelo Lodigiano | 708 | 22 |  | - | - | - |  | 525 | 123
- Gesam Reti | 156 | - |  | - | - | - |  | 75 | 31
- Energie Rete Gas | 3.256 | 11.430 |  | 167 | 8.250 | 1.997 |  | 1.806 | 222
- Siciliacque S.p.A. | 3.171 | 8.385 |  | - | 42 | - |  | 1.511 | 848
- Acqualatina | 1.885 | 106 |  | - | 47 | - |  | 611 | 591
- IG Servizi Energetici | 41 | 258 |  | - | 231 | - |  | 18 | 1
| 11.304 | 20.132 |  | 167 | 8.570 | 1.997 |  | 5.158 | 1.891
Imprese possedute o controllate dallo Stato |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Gruppo Eni | 217.654 | 48.884 |  | 6.303 | 577 | 5.087 |  | 659.763 | 4.099
- Gruppo Snam | 420 | 209 |  | - | 183 | 44 |  | 240 | 103
- Gruppo Enel | 139.583 | 23.651 |  | 313 | 3.004 | 1.405 |  | 320.357 | 3.022
- Gruppo GSE Gestore Servizi | 2.368 | (559) |  | - | 35 | 96.182 |  | 4.312 | (21)
- Gruppo Poste italiane | 2.443 | 404 |  | - | 944 | - |  | 18.640 | 53
- Altre | 1.149 | 2.905 |  | 4 | 274 | 2.522 |  | 318 | 395
| 363.617 | 75.494 |  | 6.620 | 5.017 | 105.240 |  | 1.003.630 | 7.651
Altre parti correlate |  |  |  |  |  |  |  |  |
- Altre | - | 411 |  | 1.458 | 16 | 2 |  | - | -
| - | 411 |  | 1.458 | 16 | 2 |  | - | -
Totale | 374.921 | 96.209 |  | 8.245 | 13.685 | 107.243 |  | 1.008.788 | 9.542
(a) Comprendono costi per beni e servizi destinati a investimento. |  |  |  |  |  |  |  |  |
(b) Al lordo delle componenti tariffarie che trovano contropartita nei costi. |  |  |  |  |  |  |  |  |

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
282
Impresa controllante
I rapporti di natura commerciale con il Gruppo CDP sono relativi essenzialmente a compensi agli amministratori.
Imprese a controllo congiunto e collegate
Con Umbria Distribuzione Gas S.p.A. e Metano Sant’Angelo Lodigiano S.p.A.i principali rapporti commerciali attivi intercorsi riguardano principalmente prestazioni di servizi informatici e di staff.
Con Enerpaper S.r.l. i rapporti commerciali passivi relativi all’esercizio 2024 riguardano attività correlate ai cantieri superbonus gestiti dal Gruppo.
Con Energie Rete Gas S.r.l. i principali rapporti commerciali attivi riguardano servizi tecnici su rete gas e cessione di serbatoi criogenici di GNL, quelli passivi riguardano servizi connessi al trasporto su gomma del gas naturale.
Imprese possedute o controllate dallo Stato
I principali rapporti commerciali attivi si riferiscono prevalentemente a:
- distribuzione di gas naturale nei confronti del Gruppo Eni, del Gruppo Enel e del Gruppo Poste Italiane;
- servizi informatici e riaddebito di costi di carro bombolaio nei confronti del Gruppo Snam;
- titoli di efficienza energetica e scambio sul posto/ritiro dedicato dell’energia elettrica prodotta da impianti fotovoltaici nei confronti del Gruppo GSE Gestore Servizi.
I principali rapporti commerciali passivi si riferiscono a:
- fornitura di energia elettrica e di gas metano per consumi interni da parte del Gruppo Eni;
- affitti e oneri accessori ai contratti di locazione nei confronti del Gruppo Snam;
- acquisizione dei titoli di efficienza energetica nei confronti del Gruppo GSE Gestore Servizi;
- fornitura di servizi postali nei confronti del Gruppo Poste Italiane.
Rapporti finanziari
I rapporti di natura finanziaria sono analizzati nella tabella seguente e di seguito dettagliati:

| 31.12.2024 |  |  | 2024 |
(migliaia di €) | Crediti | Debiti |  | Proventi | Oneri
Impresa controllante |  |  |  |  |
- Gruppo CDP | 1.570 | 143.944 |  | - | 1.171
| 1.570 | 143.944 |  | - | 1.171
Imprese a controllo congiunto e collegate |  |  |  |  |
- Energie Rete Gas | 2.125 | - |  | - | -
- Umbria Distribuzione Gas | - | - |  | 253 | -
| 2.125 | - |  | 253 | -
Imprese possedute o controllate dallo Stato |  |  |  |  |
- Gruppo Snam | - | 1.466 |  | - | -
- Altre | - | 736 |  | - | -
| - | 2.202 |  | - | -
Totale | 3.695 | 146.146 |  | 253 | 1.171
| 31.12.2025 |  | 2025
(migliaia di €) | Crediti | Debiti |  | Proventi | Oneri
Impresa controllante |  |  |  |  |
- Gruppo CDP | 2.426 | 143.591 |  | - | 4.619
| 2.426 | 143.591 |  | - | 4.619
Imprese a controllo congiunto e collegate |  |  |  |  |
- Energie Rete Gas | 2.125 | - |  | - | -
- Umbria Distribuzione Gas | - | - |  | 291 | -
- Siciliacque S.p.A. | 19.592 | - |  | 1.217 | -
- Acqualatina | - | - |  | - | -
- IG Servizi Energetici | 1.931 | - |  | 41 | -
| 23.648 | - |  | 1.549 | -
Imprese possedute o controllate dallo Stato |  |  |  |  |
- Gruppo Snam | - | 1.466 |  | - | -
- Mediobanca – Banca di Credito Finanziario | - | 124.876 |  | - | 858
- Altre | - | 736 |  | - | -

I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
283

| - | 127.078 |  | - | 858
Totale | 26.074 | 270.669 |  | 1.549 | 5.477

Impresa controllante
I principali rapporti finanziari intrattenuti con il Gruppo CDP riguardano quote di prestiti obbligazionari emessi da Italgas nell’ambito del Programma EMTN e quote di un fondo comune di investimento sottoscritto da Italgas.
Imprese a controllo congiunto e collegate
I principali rapporti finanziari intrattenuti con Energie Rete Gas e Siciliacque sono relativi a un contratto di finanziamento soci.
I principali rapporti finanziari intrattenuti con Umbria Distribuzione Gas sono relativi all’addebito di interessi di mora.
Imprese possedute o controllate dallo Stato
I principali rapporti finanziari intrattenuti con il Gruppo Eni e il Gruppo Snam sono relativi a debiti IFRS16 per leasing operativi di natura immobiliare.
I rapporti con amministratori, sindaci e key managers, con particolare riferimento ai relativi compensi, sono dettagliati all’interno della nota “Costi operativi”, a cui si rimanda.
Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi di cassa
L’incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla Situazione patrimoniale-finanziaria è indicata nella seguente tabella riepilogativa:

| 31.12.2024 |  | 31.12.2025
(migliaia di €) | Totale | Entità Correlate | Incidenza % |  | Totale | Entità Correlate | Incidenza %
Situazione patrimoniale-finanziaria |  |  |  |  |  |  |
Attività finanziarie correnti | 3.592 | 2.125 | 59,16% |  | 4.004 | 2.890 | 72,18%
Crediti commerciali e altri crediti | 905.092 | 234.138 | 25,87% |  | 1.407.264 | 372.435 | 26,47%
Altre attività finanziarie correnti | 5.878 | - | 0,00% |  | 4.547 | - | 0,00%
Altre attività correnti non finanziarie | 232.559 | 288 | 0,12% |  | 284.674 | 1.961 | 0,69%
Attività finanziarie non correnti | 339.747 | 1.570 | 0,46% |  | 349.295 | 23.185 | 6,64%
Altre attività non correnti finanziarie | 10.982 | - | 0,00% |  | 8.730 | - | 0,00%
Altre attività non correnti non finanziarie | 619.322 | 406 | 0,07% |  | 546.613 | 524 | 0,10%
Passività finanziarie correnti | 980.569 | 4.580 | 0,47% |  | 975.322 | 4.227 | 0,43%
Debiti commerciali e altri debiti | 1.184.609 | 64.410 | 5,44% |  | 1.775.822 | 86.625 | 4,88%
Altre passività correnti finanziarie | - | - | 0,00% |  | 87 | - | 0,00%
Altre passività correnti non finanziarie | 14.063 | 1.093 | 7,77% |  | 45.653 | 9.585 | 21,00%
Passività finanziarie non correnti | 6.205.299 | 141.566 | 2,28% |  | 10.440.320 | 266.442 | 2,55%
Altre passività non correnti non finanziarie | 566.985 | - | 0,00% |  | 1.227.210 | - | 0,00%

L’incidenza delle operazioni con parti correlate sul Conto economico è indicata nella seguente tabella riepilogativa:

| 2024 |  | 2025
(migliaia di €) | Totale | Entità Correlate | Incidenza % |  | Totale | Entità Correlate | Incidenza %
Conto economico |  |  |  |  |  |  |
Ricavi | 2.478.644 | 744.304 | 30,03% |  | 3.508.303 | 1.008.788 | 28,75%
Altri proventi operativi | 60.792 | 6.835 | 11,24% |  | 80.846 | 9.542 | 11,80%
Costi di acquisto materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 168.459 | 6.622 | 3,93% |  | 190.307 | 8.246 | 4,33%
Costi per servizi | 604.545 | 10.198 | 1,69% |  | 860.849 | 13.686 | 1,59%
Costi per godimento beni | 102.496 | 1.235 | 1,20% |  | 153.106 | 2.700 | 1,76%
Costo lavoro | 285.133 | - | 0,00% |  | 401.081 | - | 0,00%
Altri oneri operativi | 60.921 | 86.154 | 141,42% |  | 76.963 | 104.544 | 135,84%
Oneri finanziari | 149.566 | 1.171 | 0,78% |  | 257.309 | 5.477 | 2,13%
Proventi finanziari | 28.521 | 253 | 0,89% |  | 21.424 | 1.549 | 7,23%

Le operazioni con parti correlate sono generalmente regolate in base a condizioni di mercato, cioè a condizioni che si sarebbero applicate fra due parti indipendenti.
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284
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella tabella seguente:

(migliaia di €) | 2024 | 2025
Ricavi e proventi | 751.139 | 1.018.330
Costi e oneri | 104.209 | 129.176
Variazione delle attività finanziarie correnti | 2 | (765)
Variazione dei crediti commerciali e altri crediti correnti | (50.024) | (138.297)
Variazione delle attività finanziarie non correnti | 2.085 | (21.615)
Variazione delle altre attività | (405) | (1.791)
Variazione dei debiti commerciali e altri debiti | (1.365) | 22.215
Variazione delle altre passività correnti | 871 | 8.492
Interessi incassati (pagati) | (918) | (3.928)
Flusso di cassa netto da attività operativa | 805.594 | 1.011.817
Flusso di cassa netto da attività di investimento | - | -
Dividendi distribuiti ad azionisti Italgas | (112.681) | (130.049)
Incremento (decremento) di debiti finanziari | 143.944 | 124.523
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | 31.263 | (5.526)
Totale flussi finanziari verso entità correlate | 836.857 | 1.006.291

.
L’incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella tabella seguente:

| 2024 |  | 2025
(migliaia di €) | Totale | Entità correlate | Incidenza % |  | Totale | Entità correlate | Incidenza %
Flusso di cassa da attività operativa | 1.098.715 | 805.594 | 73,32% |  | 1.625.030 | 1.011.817 | 62,26%
Flusso di cassa da attività di investimento | (809.134) | - | 0,00% |  | (3.168.996) | - | 0,00%
Flusso di cassa da attività di finanziamento | (136.882) | 31.263 | (22,84)% |  | 1.673.238 | (5.526) | (0,33)%

28) Eventi e operazioni significative non ricorrenti
Ai sensi della comunicazione Consob del 28 luglio 2006 n. DEM/6064293, si precisa che nel corso dell’esercizio non vi sono stati eventi e operazioni significative di natura non ricorrente.
29) Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali
Ai sensi della comunicazione Consob del 28 luglio 2006 n. DEM/6064293, si precisa che nel corso dell’esercizio non vi sono state posizioni o transazioni atipiche e/o inusuali.
30) Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio
Di seguito si riepilogano sinteticamente le operazioni rilevanti intervenute dopo il 31 dicembre 2025. La Relazione Annuale Integrata è stata portata all’attenzione del Consiglio di Amministrazione della Società e ne è stata autorizzata la pubblicazione nei termini e con le modalità prescritte dalla legge. Pertanto, il presente documento non rileva eventi avvenuti successivamente a tale data.
Operazioni straordinarie e gare d’ambito
Per adempiere agli impegni richiesti dall’Antitrust relativi all’acquisizione di 2i Rete Gas, nel mese di gennaio 2026 Italgas Reti ha costituito e iscritto al Registro delle Imprese sei nuove società, ciascuna con capitale sociale di 10.000 euro interamente sottoscritto e versato: Azienda Gas Valle del Sacco S.r.l., BS Reti Gas S.r.l., Infrastrutture Reti Gas SPV 1 S.r.l., Infrastrutture Reti Gas SPV 2 S.r.l., Infrastrutture Reti Gas SPV 3 S.r.l. e Reti Padova S.r.l..
Il 15 gennaio 2026 a Porto Tolle (RO) è entrato in funzione un nuovo impianto che collega il biometano prodotto dall’Azienda Agricola Canella Giancarlo alla rete Italgas. L’opera, realizzata nel quadro normativo ARERA, include anche 100 metri di nuova rete. Italgas sottolinea il ruolo strategico del biometano e prevede la connessione di altri 50 impianti entro metà 2026.
Giuridico e regolatorio
Con l’ordinanza pubblicata il 27 gennaio 2026 il TAR Friuli Venezia Giulia ha respinto la richiesta cautelare di Italgas Reti volta a sospendere il bando di gara per la concessione del servizio di distribuzione gas nell’Ambito di Pordenone. Il Tribunale ha ritenuto insussistenti i rischi segnalati dalla società e ha escluso un pregiudizio grave e irreparabile, poiché i tempi del giudizio consentiranno una decisione di merito prima della scadenza per la presentazione delle offerte (3 giugno 2026). L’udienza pubblica per discutere il ricorso è fissata al 10 marzo 2026.
I TALGAS R ELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA AL 31 DICEMBRE 2025 – N OTE AL BILANCIO CONSOLIDATO
285
Con la delibera n. 9/2026/R/gas, l’Autorità ha approvato gli importi a copertura degli extra-costi connessi all’estensione degli obblighi di verifica degli strumenti di misura sostenuti negli anni 2018 e 2019 dalle imprese di distribuzione che hanno presentato i conti annuali separati secondo il regime ordinario di separazione contabile. La delibera prevede inoltre che la CSEA proceda alla regolazione degli importi riconosciuti a consuntivo alle imprese di distribuzione, a integrazione del vincolo ai ricavi ammessi a copertura dei costi del servizio di misura.
Con la sentenza pubblicata il 29 gennaio 2026 il Consiglio di Stato ha respinto l’appello di Italgas Reti contro l’aggiudicazione della gara per la distribuzione gas nell’Ambito Catanzaro Crotone.
Adempimenti Antitrust
Il 1° marzo 2026 sono stati ceduti gli ATEM di Bari 2, Barletta-Andria-Trani, Pisa e Teramo all’ATI Plures, Estra e Centria, per circa 120.000 PdR attivi. Le restanti cessioni avverranno entro il secondo trimestre 2026.
31) Pubblicazione del bilancio
Il bilancio è stato autorizzato alla pubblicazione, da effettuarsi nei termini di Legge, dal Consiglio di Amministrazione di Italgas nella riunione del 3 marzo 2026. Il Consiglio di Amministrazione ha autorizzato il Presidente e l’Amministratore Delegato ad apportare al bilancio quelle modifiche che risultassero necessarie o opportune per il perfezionamento della forma del documento.
286
Attestazione del bilancio consolidato ai sensi dell’art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. n. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)
1. I sottoscritti Paolo Gallo e Gianfranco Maria Amoroso, in qualità rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Italgas S.p.A., attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall’art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
• l’adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell’impresa e
• l’effettiva applicazione
delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato nel corso dell’esercizio 2025.
2. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2025 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite in coerenza con il modello Internal Control - Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo generalmente accettato a livello internazionale.
3. Si attesta, inoltre, che:
3.1 Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2025:
a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella comunità europea ai sensi del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
3.2 La Relazione sulla gestione comprende un’analisi attendibile dell’andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell’emittente e dell’insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposti.
3 marzo 2026
Amministratore Delegato Dirigente Preposto alla redazione
dei documenti contabili societari
Paolo Gallo Gianfranco Maria Amoroso
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