(AGENPARL) – ven 28 ottobre 2022 ��-1- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Sede legale
Piazzale
Enrico
Mattei,
00144
06598.21
http://www.eni.com
ottobre
isultati del
o trimestr
i nove mesi
113,78
Brent dated
$/barile
100,85
73,47
105,35
67,73
1,065
Cambio medio EUR/USD
1,007
1,179
1,064
1,196
1.032
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/mgl mc
2.082
1.389
17,2
Standard Eni Refining Margin (SERM)
$/barile
(0,4)
(0,4)
1.586
Produzione di idrocarburi
mgl di boe/g
1.578
1.688
1.608
1.663
5.841
Utile (perdita) operativo adjusted ⁽ᵃ⁾
€ milioni
5.772
2.492
16.804
5.858
4.867
4.272
2.444
13.520
5.663
1.104
R&M e Chimica
1.550
Plenitude & Power
3.808
Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾
3.730
1.431
10.808
2.630
per azione – diluito (€)
3.815
Utile (perdita) netto ⁽ᵇ⁾
5.862
1.203
13.260
2.306
per azione – diluito (€)
5.191
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾
5.469
3.339
16.266
8.096
4.183
Flusso di cassa netto da attività operativa
5.586
2.933
12.867
7.026
7.872
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
6.444
11.309
6.444
11.309
52.012
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Nove mesi
(b) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure.
Principali dati
quantitativi ed economico
finanziari
��-2- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ; &#x/MCI;&#xD 1 ;&#x/MCI;&#xD 1 ; &#x/MCI;&#xD 2 ;&#x/MCI;&#xD 2 ; &#x/MCI;&#xD 5 ;&#x/MCI;&#xD 5 ;• &#x/MCI;&#xD 6 ;&#x/MCI;&#xD 6 ;L’EBIT adjusted di Gruppo del terzo trimestre 2022 è stato di €5,77 miliardi, in linea rispetto al trimestre
precedente
nonostante
la flessione
del prezzo del Brent
e la sensibile contrazione de
i margini di
raffinazione, le fermate produttive non program
mate ed altri fenomeni negativi
, nonché il
deconsolidamento delle società operative angolane conferite alla JV Azule Energy. Tali fattori sono stati
compensati
dalle continue iniziative di ottimizzazione e dall
e riduzioni dei
costi
tutte le linee di
iness.
Nel terzo trimestre 2022 E&P ha conseguito
n EBIT adjusted di €4,27 miliardi, in riduzione del 12%
Programma di buy
back: in base al nuovo programma
di €2,4 miliardi
approvato dal Consiglio di
Amministrazione a luglio, da realizzarsi entro aprile 2023, da
fine maggio 2022 fino al
ottobre, sono
state acquistate
milioni di azioni al costo di €1.
milioni.
Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 al 30
Highlight
finanziari del
o trimestre 2022
��-3- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ; &#x/MCI;&#xD 1 ;&#x/MCI;&#xD 1 ; &#x/MCI;&#xD 2 ;&#x/MCI;&#xD 2 ; &#x/MCI;&#xD 3 ;&#x/MCI;&#xD 3 ;Exploration & Production
i nove mesi 2022
incrementato il portafoglio riserve di
circa
milioni di boe di nuove risorse
continuando a
realizzare
eccellenti
performance
nell’esplorazione
. Le principali scoperte
sono
avvenute
in prossimità di impianti e infrastrutture produttive esistenti, in linea con il modello di sviluppo fast
track
ed esplorazione di prossimità
: in Algeria
nel bacino di Berkine Nord
, in Angola nel Blocco 15/06
parti
colare
l’appraisal di Ndungu
2 con l’incremento delle risorse
in Abu Dhabi col pozzo esplorativo XF
in Ghana
con il pozzo
Aprokuma
Inoltre
scoperte
fatte
nelle concessioni di Meleiha, nel
deserto occidentale dell’Egitto,
in Algeria Berkine Nor
sono già state allacciate agli impianti di
estrazione esistenti.
A luglio, è stato annunciato il successo esplorativo co
n il pozzo
Baleine 1X
ffshore
Costa d’Avorio
. Questa seconda scoperta nella struttura di Baleine co
nsente di
incrementare le risorse in posto fino a
miliardi di barili di olio e
3 Tcf
di gas associato
. Ad
gosto
è stata annunciata la scoperta
del pozzo
Cronos
nell’
offshore
di Cipro
con una stima
preliminare di circa
5 Tcf
in posto
A luglio, raggiunta dal New Gas Consortium la decisione finale di investimento (FID) per lo sviluppo
campi Quiluma e Maboqueiro in Angola.
Lo start
Principali s
viluppi di
business
��-4- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Plenitude
Power
A settembre, l’Agenzia esecutiva europea per il clima, l’infrastruttura e l’ambiente (CINEA) ha
Outlook 2022
Il Gruppo ha definito l
seguenti previsioni operative e finanziarie
riviste
per l’esercizio sulla base delle
informazioni al momento disponibili,
la valutazione
del management
possibili rischi e incertezze
nello
scenario
e assumendo nessuna significativa interruzione nei flu
ssi di gas dalla Russia:
Produzione di idrocarburi: attesa a 1,63 milioni di boe/giorno, in linea con la precedente indicazione di
1,67 milioni di boe/giorno una volta rettificata per la
più ampia
forza maggiore relativa principalmente
alla Nigeria, mino
re contributo del Kazakhstan dovuto a eventi imprevisti
presso Kashagan
, nonché
minore apporto di Norvegia; tale previsione assume lo scenario Eni per il riferimento Brent aggiornato
a 100 $/barile.
Stimate circa
milioni di boe di nuove risorse esplor
ative attese nel 2022.
GGP: la stima aggiornata di Ebit adjusted atteso per l’intero anno
superiore a
8 miliardi incorpora il
risultato del terzo trimestre determinato dall’elevata volatilità e le previsioni per il quarto trimestre
influenzate dai minori volumi importati di gas russo rispetto alle precedenti assunzioni.
Plenitude & Power: l’EBITDA
atteso di Plenitude per il 2022 è confermato superiore a €0,6 miliardi.
Confermata la guidance di oltre 2 GW di capacità installata da fonti rinnovabili a fine 2022.
Downstream: l’EBIT adjusted (
Versalis
forma con ADNOC) è proiettato in rialzo
miliardi
Exploration & Production
Produ
zione e prezzi
var %
var %
Produzioni
Petrolio
mgl di barili/g
Gas naturale
mln di metri cubi/g
1.586
Idrocarburi ⁽ᵃ⁾
mgl di boe/g
1.578
1.688
1.608
1.663
Prezzi medi di realizzo⁽ᵇ⁾
104,93
Petrolio
$/barile
91,51
68,83
97,28
63,57
Gas naturale
$/mgl di metri cubi
74,32
Idrocarburi
$/boe
68,51
51,43
71,40
45,76
Nove mesi
effetto
gennaio
2022,
coefficiente
conversione
metri
naturale
stato
aggiornato
=0,00671
barili
petrolio
precedenza
=0,00665
barili
petrolio).
L’effetto sulle produzioni è di 8 mila boe/giorno nel terzo trimestre e nei nove mesi. I precedenti trimestri 2022 sono stati coerentemente riesposti.
(b) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel terzo trimestre 2022 la
produzione di
idrocarburi
di 1,58 milioni di boe/giorno (1,61 milioni di
isultati
var %
var %
4.779
Utile (perdita) operativo
4.539
2.335
13.662
6.000
Esclusione special items
(267)
(142)
(337)
4.867
Utile (perdita) operativo adjusted
4.272
2.444
13.520
5.663
Proventi (oneri) finanziari netti
(191)
(266)
Proventi (oneri) su partecipazioni
1.395
di cui: – Vår Energi
(2.132)
Imposte sul reddito
(1.935)
(1.067)
(5.804)
(2.540)
3.228
Utile (perdita) netto adjusted
2.772
1.513
8.920
3.285
I risultati includono:
Costi di ricerca esplorativa:
– costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
– radiazione di pozzi di insuccesso
1.489
Investimenti tecnici
1.791
4.360
2.757
(€ milioni)
Nove mesi
Nel terzo trimestre 2022, il settore
Exploration & Production
ha continuato il trend di forte
crescita dell’
utile operativo adjusted
: +€1
8 miliardi rispetto al corrispondente periodo del
2021, al livello di €4.272 milioni trainato dal continuo rafforzamento dello scenario petrolifero e
dalla ridotta disponibilità globale di gas naturale, nonché dalla gestione disciplinata dei costi. In
contesto, i prezzi di realizzo delle produzioni Eni sono aumentati del 33% per i liquidi, mentre
i prezzi del gas sono aumentati del 43% rispetto allo stesso periodo del 2021.
Nei nove mesi 2022
l’utile operativo adjusted è stato di €13.520 milioni, +139%
rispetto ai nove mesi 2021, per effetto
Analisi per segment
usiness
��-7- &#x/MCI;&#xD 2 ;&#x/MCI;&#xD 2 ;degli stessi driver del terzo trimestre.
Dal 1° agosto sono state deconsolidate le società operative
angolane conferite alla jv Azule Energy.
Nel terzo trimestre 2022, il settore Exploration & Production ha consegu
ito l’
utile netto adjusted
di €2.77
milioni, in aumento di circa €1,26 miliardi rispetto al terzo trimestre 2021 (€8.9
milioni
nei nove mesi 2022, +€5.63
milioni
rispetto allo stesso periodo del 2021) beneficiando dalla
robusta performance delle partec
ipate
in particolare
Vår Energi, nonché della riduzione del tax
4,2 punti percentuali rispetto ai nove mesi 2021) dovut
al miglioramento dello scenario
prezzi e a un più favorevole mix geografico dei profitti.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di
gruppo.
Global Gas & LNG
Portfolio
Vendite
var %
var %
1.032
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/mgl di metri cubi
2.082
1.389
1.011
2.077
1.373
Spread PSV vs. TTF
Vendite di gas naturale
mld di metri cubi
Italia
23,35
26,63
Resto d’Europa
19,70
20,49
di cui: Importatori in Italia
Mercati europei
18,07
18,33
Resto del Mondo
13,38
Totale vendite gas ⁽*⁾
13,33
17,14
44,97
51,57
di cui: vendite di GNL
Nove mesi
(*) Include vendite intercompany.
terzo
trimestre 2022
le vendite di gas naturale
miliardi di metri cubi sono diminuite del
% rispetto allo stesso periodo del 2021, a seguito dei
minori
volumi di gas commercializzati in Italia,
in particolare
alla borsa e
nel segmento
grossisti e
d industriale e
delle
minori
vendite nei mercati europei,
principalmente in Francia
e Turchia
Anche le vendite internazionali di GNL risultano in
decremento
rispetto allo stesso periodo del 2021
ali effetti
tivi sono stati in parte compen
sati dai
maggiori
volumi venduti
in Germania
nelux
i nove mesi
2022 le vendite di gas naturale di
miliardi
di metri cubi sono diminuite del
isultati
var %
var %
(1.083)
Utile (perdita) operativo
2.062
(1.725)
(1.965)
1.069
Esclusione special item
(979)
1.775
1.998
2.009
Utile (perdita) operativo adjusted
1.083
2.000
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
Imposte sul reddito
(421)
(722)
Utile (perdita) netto adjusted
1.242
Investimenti tecnici
(€ milioni)
Nove mesi
terzo
trimestre 2022 il
settore
Global Gas & LN
G Portfolio
ha riportato una
utile
operativ
adjusted
di €
1.083
milioni
i nove mesi
2022 l’utile operativo adjusted è stato di €
2.000
milioni in
miglioramento
rispetto
allo stesso periodo del 2021
La robusta performance conseguita in entrambi i
reporting period
ha fatto leva
sulle continue ottimizzazioni e
sulla flessibilità del portafoglio di
approvvigionamento di gas naturale
sostenute dallo scenario
Per il commento agli special item
del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati
di gruppo.
efining & Marketing
imica
Produ
zioni e vendite
var %
var %
Standard Eni Refining Margin (SERM)
$/barile
(0,4)
(0,4)
Lavorazioni in conto proprio Italia
mln ton
12,39
12,38
Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo
Totale lavorazioni
20,53
20,43
Tasso utilizzo impianti di raffinazione
Lavorazioni bio
mgl ton
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio
Marketing
Vendite rete resto d’Europa
Quota mercato rete Italia
Chimica
Vendite prodotti chimici
mln ton
Tasso utilizzo impianti
Nove mesi
Nel terzo trimestre 2022, il
margine di raffinazione indicatore Eni
(Standard Eni Refining Margin) si
è attestato in media a 4,1 $/barile (6,8 $/barile nei nove mesi 2022), rispetto ai valori negativi riportati
nel periodo di confronto.
isultati
(€ milioni)
var %
var %
1.617
Utile (perdita) operativo
(591)
1.688
(625)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(302)
(1.146)
(1.134)
Esclusione special item
1.008
1.106
1.104
Utile (perdita) operativo adjusted
1.550
– Refining & Marketing
1.717
– Chimica
(177)
(167)
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: ADNOC R&GT
(319)
Imposte sul reddito
(192)
(516)
Utile (perdita) netto adjusted
1.385
Investimenti tecnici
Nove mesi
terzo
trimestre 2022 il business
Refining & Marketing
ha riportato un
utile operativo adjusted
di €
milioni in significativo miglioramento rispetto al trimestre di confronto
553 milioni (
milioni ne
i nove mesi
2022 che si confronta con una perdita d
i €
milioni de
i nove mesi
2021)
effetto dei più elevati margini di raffinazione
La performance è stata
anche
sostenuta
dalle misure di
ottimizzazione e dalle iniziative per ridurre i costi energetici
i processi industriali, sostituendo il gas
rale con alternative più economiche. La positiva performance del marketing ha beneficiato di
maggiori volumi commercializzati,
a seguito della driving season.
terzo
trimestre 2022 il business della
Chimica
gestito da Versalis ha
riportato
perdita
operativ
adjusted
pari a €
milioni, in riduzione di €
milioni rispetto al
trimestre di confronto
causa
complessivo indebolimento della domanda,
del forte aumento dei costi delle materie prime petrolifere e
delle
utilities
industriali i
ndicizzati al prezzo del gas naturale in parte compensato dalle iniziative di
ottimizzazione
volte a sostituire il consumo di gas naturale con combustibili più economici.
Nei nove
mesi 2022,
la perdita
operativ
adjusted è pari a €
milioni in riduzione
rispetto all’utile di €
milioni conseguito nei nove mesi 2021, che aveva beneficiato delle eccezionali condizioni di mercato
registrate
nei nove mesi
del 2021
a seguito della pandemia
Per il commento agli special item del settore si rinvia al
paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di
gruppo
Plenitude &
Power
Produ
zioni e vendite
var %
var %
Plenitude
Vendite retail e business gas
mld di metri cubi
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
terawattora
14,34
11,77
Clienti retail/business
mln pdf
Produzione di energia da fonti rinnovabili
gigawattora
1.901
1.524
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
megawatt
1.827
1.827
di cui: – fotovoltaico
– eolico
– potenza installata di storage
Power
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi
17,30
20,80
Nove mesi
Risultati
var %
var %
1.019
Utile (perdita) operativo
1.512
2.059
4.125
2.887
(879)
Esclusione special item
(1.340)
(1.995)
(3.628)
(2.513)
Utile (perdita) operativo adjusted
– Plenitude
– Power
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
Imposte sul reddito
(148)
(100)
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
Nove mesi
(€ milioni)
terzo
trimestre 2022,
Plenitude
ha consegui
to l’
utile operativo adjusted
di €
milioni, in
riduzione
di €
milioni rispetto allo stesso periodo del 2021,
a causa del
trend
di mercato
i nove
��-12- &#x/MCI;&#xD 2 ;&#x/MCI;&#xD 2 ;mesi
2022, l’utile operativo adjusted si è attestato a €
milioni,
in riduzione del 4%
(€ milioni)
var %
var %
31.556
Ricavi della gestione caratteristica
37.302
19.021
100.987
49.809
5.970
Utile (perdita) operativo
6.611
2.793
17.933
6.650
(638)
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(300)
(1.286)
(1.115)
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
(904)
5.841
Utile (perdita) operativo adjusted
5.772
2.492
16.804
5.858
Dettaglio per settore di attività
4.867
Exploration & Production
4.272
2.444
13.520
5.663
1.083
2.000
1.104
Refining & Marketing e Chimica
1.550
Plenitude & Power
(120)
Corporate e altre attività
(185)
(109)
(479)
(366)
(136)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
(107)
(143)
(284)
(113)
Utile (perdita) operativo adjusted continuing operations
#IV/0!
3.815
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
5.862
1.203
13.260
2.306
(455)
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(212)
(910)
(793)
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
(2.184)
(1.542)
1.117
3.808
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.730
1.431
10.808
2.630
Nove mesi
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel terzo
trimestre 2022 il Gruppo Eni ha conseguito l’
utile operativo adjusted
di €5.772 milioni, più
che raddoppiato rispetto al terzo trimestre 2021 (+€3.280 milioni) grazie al rafforzamento dei prezzi
degli idrocarburi, sostenuti dai migliori fondamentali e da u
n mercato corto del gas naturale, e da margini
di raffinazione molto favorevoli. Questi fenomeni positivi hanno favorito la performance di E&P (+€1.828
milioni rispetto al terzo trimestre 2021), del settore GGP (+
1.033 milioni) e il business R&M (+€553
lioni). Rispetto al secondo trimestre, l’utile operativo adjusted di gruppo ha mostrato una buona
resilienza grazie a misure di ottimizzazione e di cost savings diffuse in tutti i business, nonostante la
flessione del prezzo del petrolio e la forte caduta
dei margini di raffinazione. Nei nove mesi 2022,
gruppo ha conseguito un utile operativo adjusted di €16.804 milioni, un miglioramento di €10.946
milioni rispetto al periodo di confronto 2021 grazie al contributo dei settori E&P, GGP e al business R&M
Risultati di gruppo
��-14- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Posizione
(€ milioni)
var. ass.
var. ass.
3.819
Utile (perdita) netto
5.883
1.208
4.675
13.291
2.320
10.971
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.211
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
(996)
1.828
(2.824)
1.769
6.101
(4.332)
(110)
– plusvalenze nette su cessioni di attività
(459)
(367)
2.731
– dividendi, interessi e imposte
3.564
1.675
1.889
8.749
3.810
4.939
(1.235)
Variazione del capitale di esercizio
(836)
(757)
(4.676)
(2.554)
(2.122)
Dividendi incassati da partecipate
(2.271)
Imposte pagate
(2.218)
(993)
(1.225)
(5.882)
(2.495)
(3.387)
(209)
Interessi (pagati) incassati
(225)
(209)
(659)
(603)
4.183
Flusso di cassa netto da attività operativa
5.586
2.933
2.653
12.867
7.026
5.841
(1.829)
Investimenti tecnici
(2.099)
(1.200)
(899)
(5.292)
(3.587)
(1.705)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
(978)
(553)
(425)
(2.245)
(1.424)
(821)
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e
partecipazioni
Altre variazioni relative all’attività di investimento
(220)
1.141
1.177
(147)
1.324
3.028
Free cash flow
3.457
2.479
7.438
2.123
5.315
(1.045)
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
(294)
(469)
1.376
(1.654)
3.030
(2.596)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(1.278)
(1.028)
(250)
(1.984)
(1.389)
(595)
(266)
Rimborso di passività per beni in leasing
(211)
(230)
(767)
(675)
(1.681)
Flusso di cassa del capitale proprio
(1.184)
(1.617)
(2.897)
(2.461)
(436)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
1.975
(2.062)
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(2.538)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
(2.349)
2.912
3.231
(2.042)
5.273
5.191
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
5.469
3.339
2.130
16.266
8.096
8.170
(€ milioni)
var. ass.
var. ass.
3.028
Free cash flow
3.457
2.479
7.438
2.123
5.315
(266)
Rimborso di passività per beni in leasing
(211)
(230)
(767)
(675)
Debiti e crediti finanziari società acquisite
(254)
(132)
(495)
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
(220)
(220)
(220)
(220)
(273)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
(370)
(146)
(224)
(792)
(208)
(584)
(1.681)
Flusso di cassa del capitale proprio
(1.184)
(1.617)
(2.897)
(2.461)
(436)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
1.975
(2.062)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
1.428
(1.269)
2.697
2.543
2.284
Rimborsi lease liability
Accensioni del periodo e altre variazioni
(395)
(260)
(135)
(519)
(970)
Variazione passività per beni in leasing
(184)
(154)
(295)
1.216
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
1.244
(1.299)
2.543
2.791
2.827
Nove mesi
Nove mesi
flusso di cassa netto da attività operativa
del terzo trimestre 2022 è stato di €5.586 milioni con un
incremento di €2.653 milioni rispetto allo stesso periodo 2021, sostenuto dal miglioramento dello scenario
upstream e dal rilevante
contributo dei business GGP e R&M.
Nei nove mesi il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di
12.867 milioni determinato dagli
stessi driver del trimestre.
L’assorbimento di cassa del capitale circolante di €
4.676
milioni
è dovuto alla
varia
zione del valore del magazzino petrolio e prodotti in uno scenario di prezzi in crescita, alla ricostituzione
degli stoccaggi gas e al pagamento delle forniture di gas. I dividendi incassati dalle partecipate hanno
riguardato principalmente Vår Energi
eria LNG
Prima
della
variazione del capitale
circolante al costo di rimpiazzo
e di alcune rettifiche
l flusso di
cassa netto da attività operativa
��-15- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;La riconduzione del
flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
al flusso
di cassa netto da attività operativa è riportata di seguito:
(€ milioni)
var. ass.
var. ass.
4.183
Flusso di cassa netto da attività operativa
5.586
2.933
2.653
12.867
7.026
5.841
1.235
Variazione del capitale di esercizio
4.676
2.554
2.122
(115)
Esclusione derivati su commodity
(1.955)
(163)
(1.792)
(1.465)
(432)
(1.033)
(638)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(300)
(1.286)
(1.115)
(171)
4.665
Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo
4.532
3.227
1.305
14.792
8.033
6.759
Accantonamenti straordinari su crediti e altri oneri
1.474
1.411
5.191
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo
adjusted
5.469
3.339
2.130
16.266
8.096
8.170
Nove mesi
capex organici
di €5,5 miliardi, in aumento del 3
% rispetto al periodo di confronto per effetto
dell’apprezzamento del dollaro
rispetto all’euro e del recupero delle attività rinviate a causa della pandemia,
includono il finanziamento della venture CFS (Commonwealth Fusion Systems) per lo sviluppo della fusione
magnetica e sono interamente finanziati dal flusso di cassa netto adju
sted.
acquisizioni al netto dei disinvestimenti
ammontano a €1,7 miliardi (inclusi i debiti acquisiti e
disinvestiti) e comprendono il corrispettivo dell’acquisizione del 20% nel progetto offshore eolico Dogger
Bank C nel Mare del Nord, del 100% della società SKGR, proprietaria di un portafoglio di impi
anti fotovoltaici
in Grecia, di capacità rinnovabile negli Stati Uniti, nonché il contributo per la ricapitalizzazione della JV
Saipem al fine di sostenere il nuovo piano industriale e la ristrutturazione finanziaria della società. Questi
impieghi di cassa
sono stati parzialmente compensati dall’incasso derivante dal collocamento di una quota
del capitale di Vår Energi
(circa
miliardi
La riduzione dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €2,5 miliardi è dovuta al free cash flow organico
di circ
a €9,3 miliardi,
al rimborso dei crediti strumentali da parte di Azule Energy (€0,9 miliardi) e
disinvestimento di una quota di minoranza di una controllata (€0,55 miliardi),
parzialmente compensat
dall’assorbimento di cassa del capitale circolante (€1
,4 miliardi),
dal pagamento del saldo del dividendo
2021 agli azionisti Eni di €1,5 miliardi e della prima tranche trimestrale del dividendo 2022 di €0,8 miliardi,
dall’esecuzione del
programma di buy
back
con un esborso nel periodo di
€1,2 miliardi, dall’effetto netto
di acquisizioni/disinvestimenti (esborso netto di €1,7 miliardi), dal pagamento delle rate di leasing di €0,8
miliardi e delle cedole relative ai bond ibridi, nonché dalle differenze cambio e altre variazioni minori
dell’
indebitamento finanziario netto (€0,8 miliardi).
��-16- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Stato patrimoniale riclassificato
(€ milioni)
30 Sett. 2022
31 Dic. 2021
Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
59.360
56.299
3.061
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.510
4.821
(311)
Attività immateriali
5.065
4.799
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.715
1.053
Partecipazioni
13.270
7.181
6.089
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
2.269
1.902
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(1.488)
(1.804)
84.701
74.251
10.450
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
10.159
6.072
4.087
Crediti commerciali
17.262
15.524
1.738
Debiti commerciali
(18.568)
(16.795)
(1.773)
Attività (passività) tributarie nette
(5.378)
(3.678)
(1.700)
Fondi per rischi e oneri
(13.681)
(13.593)
Altre attività (passività) d’esercizio
(5.237)
(2.258)
(2.979)
(15.443)
(14.728)
(715)
Fondi per benefici ai dipendenti
(750)
(819)
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
CAPITALE INVESTITO NETTO
69.378
58.843
10.535
Patrimonio netto degli azionisti Eni
57.361
44.437
12.924
Interessenze di terzi
Patrimonio netto
57.845
44.519
13.326
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
6.444
8.987
(2.543)
Passività per beni leasing
5.089
5.337
(248)
– di cui working interest Eni
4.555
3.653
– di cui working interest follower
1.684
(1.150)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
11.533
14.324
(2.791)
COPERTURE
69.378
58.843
10.535
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
(0,09)
Leverage post lease liability ex IFRS 16
(0,12)
Gearing
(0,08)
��-17- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;pagamento dividendi e dall’acquisto di azioni proprie.
indebitamento finanziario netto
Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag.
In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di perf
ormance in linea con gli Orien
tamenti dell’ESMA sugli Indicatori
Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indi
catori alternativi di performance v. sezione indicatori alternativi di
performance alle pag.
e seguenti del presente comunicato stampa.
��-18- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Gli altri special item dei nove mesi 2022 sono relativi a: (i) la plusvalenza di €2,5 miliardi (incluse le
differenze cambio) derivante dal conferimento delle controllate Eni operanti in Angola in cambio
di una
partecipazione del 50% nella neocostituita joint venture Azule Energy con
, rilevata nella misura
attribuibile alla controparte della joint venture sulla base delle disposizioni dello IAS 28; (ii) la plusvalenza
di €0,4 miliardi derivante dalla q
uotazione di una quota della partecipata Vår Energi attraverso una IPO
presso la borsa di Oslo; (iii) la quota di oneri straordinari della valutata all’equity Vår Energi relativi alle
svalutazioni di proprietà Oil & Gas e alle differenze cambio negative da
traduzione di debiti finanziari in
valuta il cui rimborso avverrà con i cash flow in valuta derivanti dalla vendita delle produzioni nell’ambito
di una relazione di natural hedge (complessivamente €0,
miliardi); (iv) l’onere d’imposta
pari a €1,4
miliard
relativo al contributo solidaristico straordinario a carico delle imprese del settore energetico per
l’esercizio 2022 previsto dalla Legge n.
��-19- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al
terzo
trimestre e a
i nove mesi
è stato redatto su base volontaria in ottemperanza
a quanto stabilito dall’art. 82
ter del Regolamento Emittenti (delibera CONSOB n. 11971 del
14 maggio 1999 e successive modificazioni) nell’ambito di una
policy aziendale di regolare informativa sulle performance finanziarie e operative della Compagnia rivolta al mercato e agli
investitori in linea con il
comportamento dei principali peer che pub
blicano un reporting trimestrale. Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al secondo
e terzo
trimestre e
ai nove mesi
e ai relativi comparative period (
terzo
trimestre e
nove mesi
. I flussi di cassa sono presentati con riferiment
o agli stessi
periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30
settembre
e al 31 dicembre 202
. Le informazioni economiche, patrimoniali e
finanziarie, laddove non diversamente indicato, sono state redatte conformemente ai crit
eri di rilevazione e valutazione stabiliti dagli International Financial
Reporting Standard (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. I criteri di rilevazione e valutazione adottati nel
preparazione dei risultati del
terzo
trimestre e
dei nove mesi
sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Fin
anziaria Annuale 202
alla quale si
rinvia.
Con efficacia 1° gennaio 202
, la società ha proceduto ad aggiornare il coefficiente di conversione del gas naturale da metri cubi a barili di petrolio eq
uivalente
in ragione di 1mc = 0,006
barili di petrolio
(in precedenza 1mc = 0,006
5 barili). L’aggiornamento riflette la modifica dei volumi e della composizione delle
diverse proprietà di Eni intervenuta nell’ultimo anno ed è stato determinato raccogliendo i dati del potere calorico del gas
di tutti i campi a
gas di Eni attualmente
in esercizio. L’effetto sulla produzione espressa in barili equivalenti di petrolio (“boe”) dei nove mesi e del terzo trimest
re 202
è stato di
mila boe/giorno; per
omogeneità anche la produzione espressa in boe del primo e second
o trimestre 202
è stata presentata utilizzando l’aggiornamento del coefficiente di
conversione del gas con un effetto analogo. Sono invece trascurabili gli effetti sugli altri indicatori per boe (prezzi di re
alizzo, costi) e sugli ammortamenti. Le
altre c
ompagnie petrolifere possono adottare coefficienti diversi.
Il contenuto e il significato delle misure di risultato Non
GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance è spiegato da note esplicative dedicate, in linea
con gli
Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre
2015. Per maggiori
dettagli si rinvia alla sezione “Misure alternative di performance (Non
GAAP measure)” del presente “Comunicato
stampa”.
Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Francesco Esposito, dichiara ai sensi del comma 2 art
. 154
bis del TUF che l’informativa
contabile nel presente comunicato corrisponde alle risultanze
documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Disclaimer
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali (“forward
looking statements”) relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni
proprie, allocazione dei
flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiett
ivi di crescita
delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward
looking statements hanno per loro natura una c
omponente di rischiosità e di incertezza perché
dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa
rispetto a quelli annunciati in relazione a
una molteplicità di fattori, tra cui:
l’impatto della pandemia COVID
19, l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del
management nell’esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l’evoluzione futura della domand
a, dell’off
erta e dei prezzi del petrolio,
del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fatt
ori geopolitici quali le tensioni
internazionali e l’instabilità socio
politica e i mutamenti del q
uadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle regolamentazioni
dell’industria degli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e ne
ll’applicazione di nuove tecno
logie,
cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza.
In relazione alla stagionalità nella
domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all’andamento delle variabi
li esogene che influenzano la gestione operativa di Eni, quali i prezzi e i
margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l’utile operativo e la variazione dell’indebitamento finanziario netto del
trimestre non possono essere estrapolati
su base annua
Contatti societari
Ufficio Stampa:
Numero verde azionisti (dall’Italia):
Numero verde azionisti (dall’estero):
Centralino:
Sito internet:
http://www.eni.com
Società per Azioni, Roma, Piazzale Enrico Mattei, 1
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del
o trimestre e
nove mesi
(non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet
Eni all’indirizzo eni.com.
��-20- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ; &#x/MCI;&#xD 1 ;&#x/MCI;&#xD 1 ; &#x/MCI;&#xD 2 ;&#x/MCI;&#xD 2 ; &#x/MCI;&#xD 3 ;&#x/MCI;&#xD 3 ;Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli I
FRS (“Misure
alternative di performance”) che escludono dall’utile operativo e dall’utile netto reported una serie di oneri e prov
enti che il management
valuta straordinari o non correlati alla gestione industriale (special items) rispettivamente before e after tax che comprend
ono in
particolare: le svalutazioni e le riprese di valore di asset, le plusvalenze da cessione di immobiliz
zazioni materiali ed immateriali e di
partecipazioni, gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value
dei derivati di
copertura dei rischi commodity/cambio privi dei requisiti formali per l’hedge
accounting o per la “own use exemption”e per analogia gli
effetti valutativi relativi ad attività/passività nell’ambito di relazioni di “natural hedge” dei rischi summenzionati, nonch
é le svalutazioni
delle attività per imposte anticipate. Corrispondentem
ente è considerata avere natura “special” anche la componente di risultato della
valutazione a equity delle partecipazioni in joint venture e imprese collegate per la quota riferibile ai suddetti oneri e pr
oventi (after tax).
Inoltre, è oggetto di esclusio
ne il cosiddetto profit/loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello
determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione delle giacenze di fine period
o. Il profit
s) on stock non è rilevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva gestionale per ottimizzare i margini. Analogamen
te a
quanto previsto per gli special item, è oggetto di esclusione il profit or loss on stock incluso nei risultati dalle imprese
artecipate valutate
all’equity.
Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.
Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicura
ndo una
igliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti fina
nziari, di valutare
i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. L’informativa finanziaria Non
GAAP deve essere con
siderata come complementare
e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il
calcolo delle
GAAP measure.
Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di perf
ormance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti a risultati
consuntivati:
Utile operativo e utile netto adjusted
L’utile operativo e l’utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto reported gli spec
ial item e
l’utile/perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell’utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi
finanziari correlati
all’indebitamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell’
utile operativo gli
effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la gestione del
rischio connesso all’esposizione dei margini industriali
e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzion
e. L’effetto fiscale
correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’u
tile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di
reddito oggetto di esclusione, con l’eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l’al
iquota statutory
delle società italiane.
Gli on
eri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono rappr
esentati dagli
oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strum
entali all’attività operativa.
Pertanto,
restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati
dal settore,
in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’at
tività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall’accretion discount
di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Explorat
ion & Production).
Utile/perdita di magazzino
L’utile/p
erdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazione
del costo
medio ponderato prevista dagli IFRS.
Special item
Le componenti reddituali sono classificate tra gli 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 svolg
imento
dell’attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni
non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di
ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si so
no verificati
negli esercizi precedenti o è
probabile si verifichino in quelli successivi. Inoltre, le differenze e derivati in cambi relativi alla gestione
commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischi
o di cambio
implic
ito nelle formule prezzo delle commodity, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell’utile operativ
o adjusted
variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. Sono classificati tra gli special item gli effetti contabili
dei derivati su
commodity valutati a fair value in aggiunta a quelli privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in bas
e agli IFRS, anche
quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota inefficace dei derivati di copertura nonc
hé gli effetti dei derivati le cui sottostanti
transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri. Analogamente sono classificati come special items gli effetti val
utativi relativi ad
attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge d
i un rischio mercato, quali le differenze di cambio da allineamento maturate
su debiti in valuta i cui flussi di rimborso sono assicurati da entrate in valuta altamente probabili. Sia la componente di f
air value sospesa
relativa ai derivati su commodity e
altri strumenti sia le componenti maturate saranno imputate ai risultati di futuri reporting period al
manifestarsi del sottostante.
In applicazione della Delibera CONSOB n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da
operazioni non
ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell’informativa finanziaria.
Leverage
Il leverage è una misura Non
GAAP della struttura finanziaria del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come
rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il
leverage è utilizzato
per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti d
i finanziamento tra
mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standa
rd dell’industria.
Gearing
Il gearing è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta part
e del capitale
investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio, escludendo l’utile/perdita di m
agazzino e certe
componenti straordinarie, quali accanton
amenti straordinari per perdite su crediti, nonché in considerazione dell’elevata volatilità dei
mercati la variazione del fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti contabili per essere classificati come hed
ges in base agli
IFRS, compresi qu
elli non ammessi alla “own use exemption”, la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le
cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri.
Misure alternative di performance (Non
GAAP measure)
��-21- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Free cash flow
Il Free cash flow è la misura che cons
ente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide
tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell’indebitamento finanziario
netto tra inizio e
fine
periodo dello schema di rendiconto finanziario riclassificato. Il “free cash flow” rappresenta l’avanzo o il deficit di cassa
che residua
dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo ch
e sono stati
aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari),
al capitale proprio
(pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti
sulle disponibilità liquide ed equivalenti
delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamen
to finanziario
netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relati
vi al capitale proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario
netto delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
Indebitamento finanziario netto
L’indebitamento finanziario netto è calcolato come
debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, dei titoli held for
trading, nonché dei crediti finanziari a breve termine non strumentali all’attività operativa. Assumono la qualificazione di
strumentali
all’attività operativa le a
ttività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations.
Riconciliazione risultati Non
GAAP vs. risultati GAAP
(€ milioni)
III Trimestre 2022
Utile (perdita) operativo
4.539
2.062
(591)
1.512
(981)
6.611
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(177)
Esclusione special item:
oneri ambientali
1.484
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
(680)
(1.341)
(1.955)
differenze e derivati su cambi
altro
(320)
(530)
(756)
Special item dell’utile (perdita) operativo
(267)
(979)
(1.340)
(904)
Utile (perdita) operativo adjusted
4.272
1.083
(185)
(107)
5.772
Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾
(198)
(308)
Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾
Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾
(1.935)
(421)
(192)
(2.400)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
2.772
(224)
3.751
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.730
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
5.862
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
(2.184)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.730
GRUPPO
(a) Escludono gli special item.
Exploration &
Production
Global Gas & LNG
Portfolio
Refining & Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
III Trimestre 2021
Utile (perdita) operativo
2.335
(1.725)
2.059
(130)
(145)
2.793
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(302)
(300)
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
1.920
(2.082)
(163)
differenze e derivati su cambi
altro
(245)
(121)
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.775
(1.995)
Utile (perdita) operativo adjusted
2.444
(109)
(143)
2.492
Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾
(142)
(231)
Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾
Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾
(1.067)
(979)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
1.513
(192)
(102)
1.436
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.431
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
1.203
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(212)
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.431
GRUPPO
(a) Escludono gli special item.
Exploration &
Production
Global Gas & LNG
Portfolio
Refining & Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
Nove mesi 2022
Utile (perdita) operativo
13.662
1.688
4.125
(1.400)
(144)
17.933
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(1.146)
(140)
(1.286)
Esclusione special item:
oneri ambientali
1.708
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
2.194
(3.698)
(1.465)
differenze e derivati su cambi
altro
(248)
(581)
(783)
Special item dell’utile (perdita) operativo
(142)
1.998
1.008
(3.628)
Utile (perdita) operativo adjusted
13.520
2.000
1.550
(479)
(284)
16.804
Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾
(191)
(646)
(927)
Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾
1.395
1.729
Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾
(5.804)
(722)
(516)
(148)
(6.767)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
8.920
1.242
1.385
(848)
(202)
10.839
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
10.808
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
13.260
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(910)
Esclusione special item
(1.542)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
10.808
(a) Escludono gli special item.
GRUPPO
Exploration &
Production
Global Gas & LNG
Portfolio
Refining & Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
Nove mesi 2021
Utile (perdita) operativo
6.000
(1.965)
2.887
(424)
(132)
6.650
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(1.134)
(1.115)
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
(373)
1.039
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
2.135
(2.598)
(432)
differenze e derivati su cambi
altro
(282)
(279)
Special item dell’utile (perdita) operativo
(337)
2.009
1.106
(2.513)
Utile (perdita) operativo adjusted
5.663
(366)
(113)
5.858
Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾
(266)
(405)
(702)
Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾
(283)
Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾
(2.540)
(100)
(2.641)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
3.285
(1.001)
2.644
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.630
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
2.306
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(793)
Esclusione special item
1.117
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.630
GRUPPO
(a) Escludono gli special item.
Exploration &
Production
Global Gas & LNG
Portfolio
Refining & Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
II trimestre 2022
Utile (perdita) operativo
4.779
(1.083)
1.617
1.019
(239)
(123)
5.970
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(625)
(638)
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
(949)
(115)
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.069
(879)
Utile (perdita) operativo adjusted
4.867
1.104
(120)
(136)
5.841
Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾
(230)
(280)
Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾
Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾
(2.132)
(319)
(2.411)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
3.228
(283)
(102)
3.812
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.808
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
3.815
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(455)
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.808
GRUPPO
(a) Escludono gli special item.
Exploration &
Production
Global Gas & LNG
Portfolio
Refining & Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
Effetto eliminazione
utili interni
��-26- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Analisi degli
special item
(€ milioni)
Oneri ambientali
1.484
1.708
Svalutazioni (riprese di valore) nette
Radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
Derivati su commodity
(1.955)
(163)
(1.465)
(432)
Differenze e derivati su cambi
Altro
(756)
(121)
(783)
(279)
Special item dell’utile (perdita) operativo
(904)
Oneri (proventi) finanziari
(147)
(238)
di cui:
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
(192)
(282)
(147)
Oneri (proventi) su partecipazioni
(2.166)
(2.633)
di cui:
– svalutazioni/rivalutazioni di partecipazioni
(100)
– plusvalenza cessione Vår Energi
(444)
– plusvalenza netta cessione asset Angolani
(2.445)
(2.445)
Imposte sul reddito
1.033
1.172
Totale special item dell’utile (perdita) netto
(2.184)
(1.542)
1.117
Nove mesi
��-27- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Riconciliazione GAAP vs Non
GAAP del conto economico
Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
(€ milioni)
Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
6.611
(1.096)
5.772
Utile operativo
17.933
(1.286)
(125)
16.804
(161)
(192)
(308)
Proventi/oneri finanziari
(689)
(282)
(927)
2.853
(2.166)
Proventi/oneri da partecipazioni
4.362
(2.633)
1.729
. Vår Energi
. Adnoc R&T ⁽*⁾
(3.420)
1.033
(2.400)
Imposte sul reddito
(8.315)
1.172
(6.767)
5.883
(2.184)
3.751
Utile netto
13.291
(910)
(1.542)
10.839
– Interessenze di terzi
5.862
3.730
Utile netto di competenza azionisti Eni
13.260
10.808
⁽*⁾ La componente special item di Adnoc R&T si riferisce all'eliminazione dell'utile/perdita da magazzino.
III Trimestre
Nove mesi
Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
(€ milioni)
Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
2.793
(300)
2.492
Utile operativo
6.650
(1.115)
5.858
(141)
(231)
Proventi/oneri finanziari
(614)
(147)
(702)
Proventi/oneri da partecipazioni
(323)
. Vår Energi
(176)
. Adnoc R&T ⁽*⁾
(110)
(1.548)
(979)
Imposte sul reddito
(3.393)
(2.641)
1.208
(212)
1.436
Utile netto
2.320
(793)
1.117
2.644
– Interessenze di terzi
1.203
1.431
Utile netto di competenza azionisti Eni
2.306
2.630
⁽*⁾ La componente special item di Adnoc R&T si riferisce all'eliminazione dell'utile/perdita da magazzino.
III Trimestre
Nove mesi
(€ milioni)
Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Utile operativo
5.970
(638)
5.841
Proventi/oneri finanziari
(205)
(280)
Proventi/oneri da partecipazioni
. Vår Energi
. Adnoc R&T ⁽*⁾
Imposte sul reddito
(2.600)
(2.411)
Utile netto
3.819
(455)
3.812
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
3.815
3.808
⁽*⁾ La componente special item di Adnoc R&T si riferisce all'eliminazione dell'utile/perdita da magazzino.
II Trimestre 2022
��-28- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ; &#x/MCI;&#xD 1 ;&#x/MCI;&#xD 1 ; &#x/MCI;&#xD 2 ;&#x/MCI;&#xD 2 ;Ricavi della gestione caratteristica
(€ milioni)
var %
var %
8.424
Exploration & Production
7.676
5.548
23.872
14.469
9.427
Global Gas & LNG Portfolio
14.905
4.687
37.742
10.630
16.633
Refining & Marketing e Chimica
14.757
10.364
44.442
27.948
3.748
Plenitude & Power
6.085
2.394
16.052
7.136
Corporate e altre attività
1.288
1.217
(7.142)
Elisioni di consolidamento
(6.549)
(4.377)
(22.409)
(11.591)
31.556
37.302
19.021
100.987
49.809
Nove mesi
Costi operativi
(€ milioni)
var %
var %
23.403
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
27.395
13.808
74.277
35.925
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
(281)
(116)
Costo lavoro
2.198
2.119
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
24.146
27.764
14.533
76.359
38.210
Nove mesi
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
(€ milioni)
var %
var %
1.254
Exploration & Production
1.423
1.510
4.234
4.313
Global Gas & LNG Portfolio
Refining & Marketing e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e altre attività
Effetto eliminazione utili interni
1.545
Ammortamenti
1.719
1.779
5.109
5.101
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo
beni in leasing
1.658
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
1.809
1.855
5.374
5.779
Radiazioni
1.680
1.861
1.925
5.473
5.878
Nove mesi
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
Nove mesi 2022
Exploration &
Production
Global Gas &
LNG Portfolio
Refining &
Marketing
e Chimica
Plenitude &
Power
Corporate e
altre attività
Gruppo
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
1.176
Dividendi
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
Altri proventi (oneri) netti
2.432
2.520
3.866
4.362
Analisi delle principali voci del c
onto economico
��-29- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ; &#x/MCI;&#xD 1 ;&#x/MCI;&#xD 1 ; &#x/MCI;&#xD 2 ;&#x/MCI;&#xD 2 ;Il “leverage” misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento
finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi. Il management Eni utilizza il
leverage per valutare il
grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza
relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di
benchmark con gli standard dell’industria.
30 Giu. 2022
Var. ass.
(€ milioni)
30 Sett. 2022
31 Dic. 2021
Var. ass.
27.717
(404)
Debiti finanziari e obbligazionari
27.313
27.794
(481)
5.701
1.767
– Debiti finanziari a breve termine
7.468
4.080
3.388
22.016
(2.171)
– Debiti finanziari a lungo termine
19.845
23.714
(3.869)
(10.900)
(580)
Disponibilità liquide ed equivalenti
(11.480)
(8.254)
(3.226)
(6.304)
(448)
Titoli held for trading
(6.752)
(6.301)
(451)
(2.641)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(2.637)
(4.252)
1.615
7.872
(1.428)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
6.444
8.987
(2.543)
4.905
Passività per beni in leasing
5.089
5.337
(248)
4.417
– di cui working interest Eni
4.555
3.653
– di cui working interest follower
1.684
(1.150)
12.777
(1.244)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
11.533
14.324
(2.791)
52.012
5.833
everage
forma
(€ milioni)
Misura di bilancio
Quota di lease
liabilities di
competenza di joint
operator
Misura pro-
forma
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
11.533
10.999
Il leverage pro
forma è determinato al netto della
quota delle passività per beni in leasing attribuibile ai
follower, oggetto di recupero attraverso il meccanismo delle cash call.
Leverage
STATO PATRIMONIALE
(€ milioni)
30 Sett. 2022
31 Dic. 2021
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
11.480
8.254
Attività finanziarie destinate al trading
6.752
6.301
Altre attività finanziarie
2.671
4.308
Crediti commerciali e altri crediti
21.628
18.850
Rimanenze
10.159
6.072
Attività per imposte sul reddito
Altre attività
31.849
13.634
84.686
57.614
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
59.360
56.299
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.510
4.821
Attività immateriali
5.065
4.799
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.715
1.053
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
12.024
5.887
Altre partecipazioni
1.246
1.294
Altre attività finanziarie
2.258
1.885
Attività per imposte anticipate
4.114
2.713
Attività per imposte sul reddito
Altre attività
2.008
1.029
92.414
79.888
Attività destinate alla vendita
TOTALE ATTIVITÀ
178.098
137.765
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
4.489
2.299
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
2.979
1.781
Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
24.436
21.720
Passività per imposte sul reddito
1.888
Altre passività
37.540
15.756
72.250
43.152
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
19.845
23.714
Passività per beni in leasing a lungo termine
4.171
4.389
Fondi per rischi e oneri
13.681
13.593
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
6.186
4.835
Passività per imposte sul reddito
Altre passività
2.842
2.246
47.875
49.970
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
TOTALE PASSIVITÀ
120.253
93.246
Capitale sociale
4.005
4.005
Utili relativi a esercizi precedenti
24.981
22.750
Riserve per differenze cambio da conversione
12.655
6.530
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale
4.249
6.289
Azioni proprie
(1.789)
(958)
Utile (perdita) netto
13.260
5.821
Totale patrimonio netto di Eni
57.361
44.437
Interessenze di terzi
TOTALE PATRIMONIO NETTO
57.845
44.519
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
178.098
137.765
Schemi di bilancio IFRS
CONTO ECONOMICO
(€ milioni)
31.556
Ricavi della gestione caratteristica
37.302
19.021
100.987
49.809
Altri ricavi e proventi
31.809
Totale ricavi
37.569
19.254
101.872
50.693
(23.403)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(27.395)
(13.808)
(74.277)
(35.925)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
(166)
(755)
Costo lavoro
(650)
(626)
(2.198)
(2.119)
Altri proventi (oneri) operativi
(1.333)
(2.107)
(1.545)
Ammortamenti
(1.719)
(1.779)
(5.109)
(5.101)
(113)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo
di beni in leasing
(265)
(678)
Radiazioni
5.970
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
6.611
2.793
17.933
6.650
2.205
Proventi finanziari
2.618
6.074
2.688
(2.288)
Oneri finanziari
(2.926)
(943)
(6.731)
(3.048)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading
(112)
Strumenti finanziari derivati
(275)
(205)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(161)
(141)
(689)
(614)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
1.176
(424)
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
2.527
3.186
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
2.853
4.362
(323)
6.419
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
9.303
2.756
21.606
5.713
(2.600)
Imposte sul reddito
(3.420)
(1.548)
(8.315)
(3.393)
3.819
Utile (perdita) netto
5.883
1.208
13.291
2.320
di competenza:
3.815
– azionisti Eni
5.862
1.203
13.260
2.306
– interessenze di terzi
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
1,08
– semplice
1,66
0,33
3,74
0,63
1,07
– diluito
1,67
0,33
3,74
0,63
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
3.536,9
– semplice
3.487,8
3.570,1
3.521,3
3.571,7
3.544,5
– diluito
3.493,6
3.575,4
3.527,1
3.577,0
Nove mesi
PROSPETTO DELL’UTILE
(PERDITA
COMPLESSIVO
(€ milioni)
Utile (perdita) netto del periodo
5.883
1.208
13.291
2.320
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
Effetto fiscale
Componenti riclassificabili a conto economico
1.530
3.141
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro
2.608
6.130
1.983
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
(1.516)
(1.115)
(4.251)
(1.336)
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
Effetto fiscale
1.229
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
1.526
3.235
1.003
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
7.409
1.343
16.526
3.323
di competenza:
– azionisti Eni
7.384
1.338
16.490
3.309
– interessenze di terzi
Nove mesi
PROPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Totale utile (perdita) complessivo
3.323
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
(2.390)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Emissione di obbligazioni subordinate perpetue
2.000
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Acquisto azioni proprie
(112)
Costi emissione obbligazioni subordinate perpetue
Altre variazioni
Totale variazioni
2.787
di competenza:
– azionisti Eni
40.192
– interessenze di terzi
Totale utile (perdita) complessivo
16.526
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
(2.282)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Cessione EniPower
Acquisto di azioni proprie
(1.231)
Altre variazioni
Totale variazioni
13.326
di competenza:
– azionisti Eni
57.361
– interessenze di terzi
RENDICONTO FINANZIARIO
(€ milioni)
3.819
Utile (perdita) netto
5.883
1.208
13.291
2.320
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.545
Ammortamenti
1.719
1.779
5.109
5.101
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in
leasing
Radiazioni
(450)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(326)
(1.176)
(110)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(459)
(107)
Dividendi
(217)
(120)
Interessi attivi
(109)
Interessi passivi
2.600
Imposte sul reddito
3.420
1.548
8.315
3.393
Altre variazioni
(2.479)
(2.531)
(185)
(1.235)
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(836)
(757)
(4.676)
(2.554)
(2.092)
– rimanenze
(1.658)
(733)
(4.731)
(1.623)
4.554
– crediti commerciali
(1.170)
(1.039)
(1.317)
(2.955)
(3.383)
– debiti commerciali
1.393
1.655
2.671
– fondi per rischi e oneri
1.211
1.319
(255)
(431)
– altre attività e passività
(612)
(627)
(695)
(392)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
Interessi incassati
(216)
Interessi pagati
(241)
(214)
(688)
(623)
(2.271)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
(2.218)
(993)
(5.882)
(2.495)
4.183
Flusso di cassa netto da attività operativa
5.586
2.933
12.867
7.026
(1.539)
Flusso di cassa degli investimenti
(3.160)
(2.002)
(7.469)
(5.256)
(1.771)
– attività materiali
(2.031)
(1.133)
(5.103)
(3.409)
– diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
– attività immateriali
(189)
(178)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
(723)
(425)
(893)
(756)
– partecipazioni
(255)
(128)
(1.352)
(668)
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
(109)
(231)
(178)
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
(140)
Flusso di cassa dei disinvestimenti
1.031
2.040
– attività materiali
– attività immateriali
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute
– imposte pagate sulle dismissioni
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
(1.045)
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(294)
(469)
1.376
(1.654)
(2.200)
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(2.423)
(2.424)
(4.053)
(6.557)
Nove mesi
RENDICONTO FINANZIARIO
segue
(€ milioni)
Assunzione di debiti finanziari non correnti
1.351
(2.817)
Rimborsi di debiti finanziari non correnti
(3.788)
(1.978)
(266)
Rimborso di passività per beni in leasing
(211)
(230)
(767)
(675)
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
(1.186)
(980)
1.673
(762)
(1.490)
Dividendi pagati ad azionisti Eni
(751)
(1.511)
(2.271)
(2.350)
Dividendi pagati ad altri azionisti
Apporti di capitale da azionisti terzi
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
(195)
Acquisto di azioni proprie
(981)
(102)
(1.176)
(102)
Emissioni nette di obbligazioni subordinate perpetue
1.985
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue
(4.591)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(2.673)
(2.875)
(5.735)
(2.550)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(2.538)
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
(2.349)
3.231
(2.042)
13.471
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
10.933
9.720
8.265
9.413
10.933
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
11.496
7.371
11.496
7.371
Nove mesi
��-35- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Investimenti tecnici
(€ milioni)
var %
var %
1.489
Exploration & Production ⁽ᵃ⁾
1.791
4.360
2.757
di cui: – acquisto di riserve proved e unproved
– ricerca esplorativa
1.192
– sviluppo di idrocarburi
1.511
3.573
2.385
Global Gas & LNG Portfolio
Refining & Marketing e Chimica
– Refining & Marketing
– Chimica
Plenitude & Power
– Plenitude
– Power
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
1.838
Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾
2.120
1.232
5.331
3.637
(a) Include operazioni di reverse factoring.
Nove mesi
i nove mesi
2022 gli investimenti di €
milioni (€
milioni ne
i nove mesi
2021) evidenziano un
aumento del
% e hanno riguardato principalmente:
lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€
milioni) in particolare
negli Stati Uniti, in
Egitto,
Costa
’Avorio,
Emirati Arabi Uniti, Kazakhstan,
Messico,
Congo,
Algeria
d Italia
l’attività di raffinazione in Italia e all’estero (€
milioni) finalizzati essenzialmente ad attività di asset
integrity e stay
business, nonché agli interventi in m
ateria di salute, sicurezza e ambiente; nel marketing
milioni) interventi per obblighi di legge e stay
business della rete di distribuzione di prodotti
petroliferi in Italia e nel resto d’Europa;
Plenitude (€
milioni) relativa principalmente a
llo sviluppo del business delle rinnovabili,
acquisizione
di nuovi clienti e attività di sviluppo
di infrastru
tture di rete per veicoli elettrici
��-36- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Exploration & Productio
PRODUZIONE DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA
Italia
(mgl di boe/giorno)
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
1.586
Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾
1.578
1.688
1.608
1.663
– di cui società in Joint Venture e collegate
Produzione venduta ⁽ᵃ⁾
(mln di boe)
Italia
(mgl di barili/giorno)
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di petrolio e condensati
– di cui società in Joint Venture e collegate
PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
Italia
(mln di metri cubi/giorno)
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di gas naturale
– di cui società in Joint Venture e collegate
Nove mesi
Nove mesi
Nove mesi
(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
Comprende
produzione
idrocarburi
utilizzata
autoconsumo
boe/giorno
terzo
trimestre
2021,
rispettivamente,
boe/giorno
2021,
rispettivamente e 119 mila boe/giorno nel secondo trimestre 2022).