(AGENPARL) – ven 16 febbraio 2024 Eni: risultati del quarto trimestre e dell’esercizio 2023
Principali dati quantitativi ed economico-finanziari
III Trim.
86,76
1,088
1.635
2.620
(337)
3.014
3.953
Brent dated
Cambio medio EUR/USD
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
Standard Eni Refining Margin (SERM)
Produzione di idrocarburi
Utile (perdita) operativo adjusted ???
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
Enilive, Refining e Chimica
Plenitude & Power
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
$/barile
€/MWh
$/barile
mgl di boe/g
IV Trim.
84,05
88,71
1,075
1,021
1.708 1.617
var %
Esercizio
82,62
101,19
1,081
1,053
1.655
1.610
var %
€ milioni
Utile operativo proforma adjusted ???
Proventi (oneri) da partecipazioni e finanziari
2.431
(363)
2.769
2.923
3.582
(123)
9.934
3.247
(612)
13.805
16.469
2.063
1.929
(690)
20.386
3.755
4.985
17.809
25.333
1.281
1.578
3.265
Utile (perdita) ante imposte adjusted
3.167
4.358
15.086
21.964
1.818
Utile (perdita) netto adjusted ??????
1.638
2.493
8.298
13.301
1.916
per azione – diluito (€)
Utile (perdita) netto ??????
per azione – diluito (€)
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di
rimpiazzo ???
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.747
13.887
3.606
4.114
16.498
20.380
4.175
4.593
15.119
17.460
2.433
2.775
9.160
8.243
3.369
3.519
1.916
Investimenti (tecnici e in partecipazioni) netti ???
8.679
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
10.899
7.026
10.899
7.026
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
53.618 55.230
53.618
55.230
57.284
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure.
(b) Di competenza azionisti Eni.
(c) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
San Donato Milanese, 16 febbraio 2024 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha
approvato i risultati consolidati dell’esercizio e del quarto trimestre 2023 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni,
ha commentato:
“Il 2023 è stato per Eni un altro anno di eccellenti risultati, nonostante uno scenario incerto e volatile. Abbiamo conseguito ottimi risultati sia finanziari
che operativi, progredendo nella nostra strategia di creazione di valore, di decarbonizzazione e di contestuale garanzia di stabilità e affidabilità delle
forniture energetiche. Il nostro modello satellitare distintivo si conferma un’efficace leva nell’accelerazione della crescita di valore, contribuendo alla
nostra performance in modo sostanziale.
Abbiamo recentemente finalizzato l’acquisizione di Neptune che, con il suo portafoglio prevalentemente a gas, e sinergico ai nostri asset in Nord Europa,
Indonesia e Nord Africa, costituirà un elemento chiave per i nostri piani di sviluppo. Nel 2023 abbiamo avviato nel rispetto dei tempi e dei budget i due
rilevanti progetti Baleine in Costa d’Avorio e Floating GNL Congo (fase 1). Grazie agli straordinari successi esplorativi in Indonesia e in altre geografie
abbiamo confermato la nostra leadership nel settore; al tempo stesso abbiamo conseguito il massimo livello di produzione rispetto all’intervallo obiettivo
annunciato.
Il settore GGP ha realizzato risultati record facendo leva sulla qualità del portafoglio, azioni di ottimizzazione e favorevoli accordi contrattuali.
La realizzazione di progetti a gas e a contenute emissioni è solo un aspetto del nostro piano di transizione, che ci vede anche impegnati nell’aumentare
in maniera rilevante la presenza nel settore delle nuove energie. Enilive, attiva nei business dei biocarburanti e dei servizi di mobilità, ha ampliato la
propria presenza internazionale attraverso l’acquisizione della partecipazione del 50% nella bioraffineria di Chalmette negli Stati Uniti e l’accordo di joint
venture con LG Chem per la realizzazione di un nuovo impianto in Corea del Sud. Plenitude ha raggiunto i 3 GW di capacità rinnovabile. Entrambi i
business già adesso assicurano un contributo economico di circa €1 mld di EBITDA ciascuno. Attraverso il recente accordo per l’ingresso nel capitale
di Plenitude di un investitore istituzionale, abbiamo dato visibilità al valore di questo business stimato in circa €10 mld rafforzando l’accesso a mezzi
finanziari incrementali a sostegno dei nostri piani di crescita.
I risultati finanziari di Gruppo sono stati eccellenti con un Ebit proforma di circa €18 mld e un utile netto adjusted superiore a €8 mld. La generazione di
cassa operativa con €16,5 mld su base adjusted prima dell’assorbimento del circolante ha assicurato un significativo surplus in aggiunta al sostanziale
ritorno di cassa agli azionisti di €4,8 mld, mantenendo un rapporto di indebitamento di 0,2.”
Highlight finanziari del quarto trimestre 2023
Nonostante la volatilità dello scenario caratterizzato dalla flessione dei prezzi del petrolio Brent (-5% rispetto al quarto
trimestre 2022) e del gas (diminuiti del 57% nel mercato europeo), l’utile ante imposte adjusted del quarto trimestre
2023 di €3,2 mld (€15,1 mld su base annua) evidenzia la robusta performance conseguita dal Gruppo grazie alla efficace
gestione industriale e alla disciplina finanziaria.
L’utile operativo proforma adjusted 1 nel quarto trimestre 2023 è stato di €3,8 mld (con un rilevante €17,8 mld nell’anno)
trainato dai solidi risultati di E&P, dalla performance record di GGP e dal contributo positivo di Plenitude.
E&P ha conseguito l’utile operativo adjusted di €2,4 mld nel quarto trimestre 2023 (-17% rispetto al quarto trimestre
2022) impattato dall’indebolimento dei prezzi di realizzo, in parte compensato dalla notevole ripresa della produzione di
idrocarburi aumentata del 6% a 1,71 mln di boe/g nel trimestre.
Su base annua l’utile operativo adjusted di €9,9 mld (€16,5 mld nel 2022) ha risentito dei deboli prezzi di realizzo e degli
effetti del deconsolidamento di Azule. Includendo il contributo delle società all’equity, l’utile operativo proforma adjusted
dell’esercizio 2023 ammonta a €13,3 mld (€20,9 mld nel 2022).
GGP ha conseguito l’utile operativo adjusted di €0,68 mld nel quarto trimestre 2023, che include l’esito favorevole di una
procedura arbitrale. Nell’esercizio 2023, il settore ha conseguito l’utile operativo adjusted record di €3,2 mld, con un
aumento del 57% rispetto al 2022, grazie all’ottimizzazione del portafoglio di gas naturale e GNL e ai benefici derivanti
dalle rinegoziazioni contrattuali, assicurando al contempo la stabilità delle forniture ai mercati europei e compensando
la flessione delle importazioni dalla Russia. Includendo il contributo della JV SeaCorridor, l’utile operativo proforma
adjusted dell’esercizio 2023 ammonta a €3,4 mld.
Enilive ha registrato l’utile operativo adjusted di €0,12 mld nel quarto trimestre 2023, con un incremento del 5% rispetto
al quarto trimestre 2022, €0,73 mld nell’anno ’23 (+8%), beneficiando della solida prestazione del Marketing. L’EBITDA
proforma adjusted per l’esercizio 2023 pari a €1 mld è in linea con la guidance.
Il business Refining ha risentito nel quarto trimestre 2023 dell’andamento negativo dello scenario di raffinazione dovuto
alla flessione del 40% del SERM rispetto allo stesso periodo del 2022 e alla contrazione degli spread tra greggi
pesanti/leggeri, con un utile operativo adjusted di €0,03 mld rispetto a €0,36 mld del quarto trimestre 2022 (€0,44 mld
nell’esercizio ’23 rispetto a €1,51 mld nel 2022).
Il settore Plenitude & Power ha conseguito l’utile operativo adjusted di €0,11 mld nel quarto trimestre 2023 (-6% rispetto
al quarto trimestre 2022) influenzato dai minori margini dell’energia generata dalle rinnovabili e dagli impianti
termoelettrici. Su base annua, l’utile operativo adjusted di €0,68 mld, con un incremento dell’11%, è stato sostenuto dalla
robusta performance dell’attività retail e dall’entrata a regime di significativa capacità di generazione da fonti rinnovabili.
L’ EBITDA proforma adjusted di Plenitude dell’esercizio 2023 è stato pari a €0,93 mld, superando la guidance originaria.
Versalis ha registrato la perdita operativa adjusted di €0,24 mld nel quarto trimestre 2023 (€0,61 mld nell’esercizio 2023).
Tale performance negativa ha risentito del rallentamento dello scenario macroeconomico e dei costi di produzione più
elevati in Europa.
L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni del quarto trimestre 2023 è stato di €1,64 mld con un tax rate
consolidato di circa 48%. Nell’esercizio 2023 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è stato di €8,3 mld e
il tax rate di circa 44%.
Nel quarto trimestre 2023 il flusso di cassa da attività operativa adjusted ante working capital al costo di rimpiazzo è
stato di €3,6 mld, superiore agli investimenti organici di €2,4 mld, generando pertanto un free cash flow organico di €1,2
mld. Nell’ esercizio 2023, il flusso di cassa adjusted è stato pari a €16,5 mld, superiore ai fabbisogni per investimenti
pari a €9,2 mld, generando un free cash flow organico di circa €7,3 mld che ha consentito di remunerare gli azionisti
attraverso il pagamento dei dividendi (€3 mld) e il programma di acquisto azioni proprie (€1,8 mld) e di perseguire
strategiche opportunità di portafoglio per accelerare la crescita nel business della decarbonizzazione (€2,4 mld), inclusa
l’acquisizione di Chalmette negli Stati Uniti, l’incremento della partecipazione in Novamont ottenendone il controllo, e
l’acquisto di asset a gas in Algeria.
1 Per la riconciliazione dell’utile operativo proforma adjusted e il relativo breakdown per settore di attività si rinvia alla pagina 26.
L’indebitamento finanziario netto ex-IFRS 16 al 31 dicembre 2023 è pari a €10,9 mld, in aumento di circa €3,9 mld
rispetto al 31 dicembre 2022; il leverage è pari a 0,20 (0,13 al 31 dicembre 2022).
A novembre 2023 è stata distribuita la seconda delle quattro tranche del dividendo relativo all’esercizio 2023 pari a €0,23
per azione per un totale di €0,75 mld. La terza tranche del dividendo 2023 di €0,24 per azione è stata deliberata dallo
stesso Consiglio di Amministrazione ed è prevista in pagamento il prossimo 20 marzo.
A settembre Eni ha avviato la seconda tranche del programma di acquisto di azioni proprie 2023 fino a un massimo di
€1,375 mld, per un numero massimo di 275 mln di azioni (circa l’8% del capitale sociale) da eseguirsi entro aprile 2024.
Al 9 febbraio 2024 sono state acquistate 84,5 milioni di azioni per un esborso di €1,275 mld.
A dicembre, Plenitude ed Energy Infrastructure Partners (EIP) hanno firmato un accordo che, al perfezionamento
previsto all’inizio del 2024, consentirà a EIP di entrare nel capitale sociale di Plenitude attraverso un aumento di capitale
fino a €0,7 mld pari a circa il 9% del capitale sociale della Società. L’operazione implica un enterprise value di Plenitude
di circa €10 mld e rafforzerà la struttura finanziaria consolidata di Eni. Al 31 dicembre 2023, il debito netto di Plenitude
ammontava a circa €2,2 mld.
Principali sviluppi di business
Exploration & Production
Nell’esercizio 2023, l’attività esplorativa ha realizzato un’eccellente performance, incrementando il portafoglio risorse di
circa 900 mln di boe grazie principalmente alla importante scoperta Geng North in Indonesia, una delle maggiori del
settore, e a numerose scoperte in Egitto, Messico, Algeria, Tunisia ed Emirati Arabi Uniti.
Nel quarto trimestre 2023, la produzione di idrocarburi ha ripreso il trend di crescita raggiungendo 1,71 mln boe/g, in
aumento del 6% rispetto al quarto trimestre ’22. Su base annua la produzione ha raggiunto 1,66 mln di boe/g, il massimo
obiettivo di produzione rispetto all’intervallo target annunciato.
Tra i principali sviluppi produttivi dell’anno, annoveriamo l’avvio del giacimento a olio di Baleine, nell’offshore della Costa
d’Avorio, a meno di due anni dalla scoperta, e il commissioning della nave Tango FLNG nel blocco Marine XII nell’offshore
del Congo, che consegnerà il primo carico di GNL nel primo trimestre 2024 nei tempi previsti.
A gennaio 2024 è stata finalizzata l’acquisizione di Neptune che contribuirà ai risultati del 2024. L’operazione, che
comprende l’intero portafoglio di Neptune ad eccezione delle attività in Norvegia (acquisite da Vår Energi partecipata da
Eni al 63%) e in Germania (scorporate dall’operazione), è in linea con la strategia di Eni di fornire energia a prezzi
accessibili, sicura e a contenute emissioni di carbonio, garantita dal gas naturale.
L’Indonesia è prevista diventare uno dei principali driver di crescita del gas naturale nell’E&P. La scoperta giant di Geng
North, unitamente all’integrazione delle quote acquisite di Neptune, nonché di Chevron nei blocchi Rapak e Ganal, già
partecipati da Eni, ci consentono il controllo di risorse rilevanti che saranno sviluppate in sinergia con gli attuali campi
operati da Eni e con il terminale di esportazione di GNL di Bontang, con l’obiettivo di contribuire a trasformare il bacino
del Kutei in un nuovo hub mondiale del gas.
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
Il settore GGP è riuscito a garantire forniture stabili e affidabili di gas naturale ai mercati europei, nonostante una
massiccia contrazione dei flussi di importazione dalla Russia.
A novembre, Eni ha sottoscritto un accordo con Open EP per garantire il flusso di gas dalla Francia alla Svizzera e
all’Italia anche in caso di interruzioni o significative riduzioni dei flussi di gas dalla Germania.
Enilive, Refining e Chimica
Nel quarto trimestre 2023 la bioraffineria Chalmette in Louisiana (USA), avviata a giugno, attraverso una joint venture
paritetica (50-50) tra EniLive e PBF Energy ha lavorato 81 mila tonnellate (204 mila tonnellate nel secondo semestre).
A ottobre, Versalis ha perfezionato l’acquisto del 64% della partecipazione in Novamont posseduta dall’azionista MaterBi, acquisendo il controllo totalitario.
A ottobre, Versalis ha avviato nello stabilimento di Mantova la costruzione dell’impianto demo di Hoop®, la tecnologia
proprietaria per il riciclo chimico dei rifiuti in plastica mista. Hoop® nasce da un progetto congiunto con la società
italiana di ingegneria S.R.S. per sviluppare una tecnologia innovativa, complementare al riciclo meccanico, capace di
trasformare i rifiuti in plastica mista in materia prima per produrre nuovi polimeri vergini.
A novembre, firmato un accordo con Saipem, per lo studio e l’eventuale realizzazione di impianti per la produzione di
biocarburanti per l’aviazione e il trasporto su strada.
A gennaio, Enilive e LG Chem sulla base dell’accordo preliminare di settembre 2023, hanno firmato un accordo di joint
venture che rappresenta un ulteriore passo avanti verso la decisione finale di investimento per la costruzione di una
nuova bioraffineria in Corea del Sud. L’obiettivo è di completare l’impianto entro il 2026 e trattare circa 400.000
tonnellate/anno di materie prime biogeniche utilizzando la tecnologia Ecofining™ di Eni.
A gennaio, firmata una Lettera d’Intenti tra Enilive e Ryanair per una fornitura a lungo termine di carburante sostenibile
per l’aviazione in alcuni aeroporti in Italia in cui opera la compagnia aerea. Questo accordo consentirà a Ryanair di avere
accesso a fino a 100.000 tonnellate di Sustainable Aviation Fuel (SAF) tra il 2025 e il 2030.
A gennaio, confermata la decisione per la realizzazione di una terza bioraffineria in Italia a Livorno dotata di una capacità
di 500 mila tonnellate/anno. Il progetto, in attesa del completamento dell’iter autorizzativo, prevede la costruzione di
un’unità di pretrattamento delle cariche biogeniche, un impianto Ecofining™ e un impianto per la produzione di idrogeno
da gas metano. Il completamento e l’avvio sono previsti entro il 2026.
Plenitude & Power
A ottobre, Dogger Bank, il più grande impianto eolico offshore del mondo di cui Vårgrønn possiede la quota del 20%, ha
avviato la produzione di energia, trasmessa alla rete nazionale del Regno Unito.
A dicembre, GreenIT, la JV partecipata da Plenitude, ha firmato un accordo con Galileo, piattaforma paneuropea di
sviluppo ed investimento nel settore delle energie rinnovabili, per la realizzazione di progetti fotovoltaici in Italia con una
capacità complessiva di circa 140 MW, con l’obiettivo di raggiungere circa 1.000 MW.
A dicembre è stato firmato l’accordo con il quale Plenitude ha acquisito dalla società EDP Renováveis, S.A.
un’interessenza dell’80% di impianti fotovoltaici situati negli Stati Uniti, Cattlemen, (Texas), Timber Road e Blue Harvest
(Ohio), con una capacità complessiva installata di circa 478 MW, 383 MW in quota Plenitude.
A dicembre, Plenitude ha siglato un accordo per l’ingresso nella partnership strategica con BlueFloat Energy e Sener
Renewable Investments per lo sviluppo di progetti eolici offshore in Spagna. L’accordo consentirà di creare un consorzio
leader nel settore dell’eolico offshore spagnolo con un portafoglio di circa 1,25 GW di progetti eolici offshore galleggianti.
Decarbonizzazione e Sostenibilità
I volumi di gas naturale associato prodotti nel giacimento di Baleine, recentemente avviato nell’offshore della Costa
d’Avorio, sono consegnati gratuitamente alle società di stato per alimentare la produzione di energia elettrica del Paese,
contribuendo in modo significativo alla riduzione della povertà energetica e al miglioramento dello sviluppo locale,
nell’ambito del modello di partnership dual flag di Eni.
Eni UK si è aggiudicata una licenza per la valutazione e lo stoccaggio di anidride carbonica (CS Licence) per il giacimento
esaurito di Hewett, nel tratto meridionale del Mare del Nord del Regno Unito.
A novembre, il progetto integrato di cattura e stoccaggio di anidride carbonica (CCS) Callisto è stato inserito nell’elenco
europeo dei Progetti di interesse comune (Progetti PCI). Il progetto, che Eni sta sviluppando come operatore in joint
venture con Snam, prevede la costruzione di un hub CCS nell’offshore di Ravenna (Italia) sfruttando i giacimenti a gas
esauriti di Eni nell’area.
A ottobre, Eni e il governo britannico hanno raggiunto un accordo di principio sul modello economico per le attività di
trasporto e stoccaggio della CO2 presso l’hub CCS HyNet NorthWest operato da Eni che si prevede diventi operativo
intorno alla metà di questo decennio con una capacità iniziale di stoccaggio di 4,5 mln tonnellate/anno di CO2.
A dicembre, Eni Rovuma Basin (Mozambico) ha annunciato l’avvio della produzione di olio vegetale da utilizzare come
materia prima nelle bioraffinerie Eni. L’olio vegetale estratto da prodotti provenienti dall’industria di agro-trasformazione
locale preserva l’agricoltura, garantendo al contempo la tracciabilità, il rispetto dei diritti umani e il contributo allo
sviluppo locale.
A dicembre, Eni ha firmato una nuova linea di credito revolving Sustainability-Linked da €3 mld della durata di 5 anni,
collegata al raggiungimento di due obiettivi del proprio “Sustainability-Linked Financing Framework” aggiornato ad aprile
2023.
A dicembre, Eni è stata classificata “Gold Standard” nell’ambito del programma Oil and Gas Methane Partnership 2.0
(OGMP 2.0), come riportato nell’International Methane Emissions Observatory (IMEO) pubblicato dal Programma delle
Nazioni Unite per l’Ambiente (UNEP), a seguito della positiva valutazione per aver migliorato significativamente la
rendicontazione delle emissioni di metano e per aver già rispettato la raccomandazione dell’Oil and Gas Climate Initiative
(OGCI) di ridurre l’intensità delle emissioni di metano “ben al di sotto dello 0,2%” entro il 2025. Eni ha già raggiunto questo
obiettivo grazie ad una continua attenzione alla riduzione delle emissioni fuggitive ed a progetti di abbattimento del
metano da venting e flaring. Nel 2022 questo valore si attesta allo 0,08%.
Rating ESG/Clima: Sustainalytics ha confermato Eni nella fascia di “rischio medio” anche nel 2023. Eni è stata anche
confermata prima tra i suoi peers per numero di metriche allineate nella valutazione Climate Action 100+ Net Zero
Benchmark pubblicata ad ottobre. Inoltre, Eni è stata riconosciuta per il quarto anno consecutivo dalla ricerca “Absolute
Impact 2023” di Carbon Tracker come l’unica azienda tra le 25 maggiori del settore Oil & Gas ad aver definito obiettivi
climatici allineati all’Accordo di Parigi.
Eni ha annunciato il suo sostegno finanziario al Global Flaring and Methane Reduction trust fund (GFMR), un programma
promosso dalla Banca Mondiale per aiutare i governi e gli operatori dei Paesi in via di sviluppo ad azzerare il flaring di
routine e a ridurre le emissioni di metano del settore O&G fino a portarle quasi a zero entro il 2030.
A dicembre è stato avviato in Ruanda un programma di efficienza energetica attraverso la consegna di fornelli migliorati
alle famiglie del distretto di Nyagatare. L’intero programma prevede la fornitura e il monitoraggio di 500.000 fornelli
migliorati nei prossimi 10 anni per ridurre le emissioni di CO2 e migliorare le condizioni di salute durante la cottura dei
cibi.
A dicembre, Eni ha firmato un accordo volontario di cooperazione di 5 anni con l’Organizzazione Internazionale per le
Migrazioni (OIM) per incrementare l’occupazione giovanile nella regione libica del Fezzan. Il progetto coinvolgerà 850
tirocinanti e migliorerà le loro competenze professionali creando una forza lavoro più forte in settori chiave, come
l’agroalimentare, facilitandone l’inserimento nei settori dell’agricoltura, dell’edilizia e dell’industria, migliorando al
contempo le prospettive dei giovani attraverso servizi di istruzione, formazione e occupazione.
Outlook 2024
Le prospettive del business e i principali target industriali e finanziari a breve/medio e lungo termine saranno illustrati nella
Strategy Presentation prevista per il 14 marzo. Il contenuto del Capital Markets Day sarà diffuso con un comunicato stampa
emesso nella stessa giornata, disponibile sul sito web di Eni (eni.com), e secondo le altre modalità previste dai listing
standard.
Analisi per segmento di business
Exploration & Production
Produzione e prezzi
III Trim.
1.635
79,13
57,20
Produzioni
Petrolio
Gas naturale
Idrocarburi ???
Prezzi medi di realizzo ???
Petrolio
Gas naturale
Idrocarburi
IV Trim.
mgl di barili/g
mln di metri cubi/g
mgl di boe/g
$/barile
$/mgl di metri cubi
$/boe
var %
Esercizio
var %
1.708
1.617
1.655
1.610
77,53
57,48
77,60
61,96
74,87
56,23
92,39
69,06
(a) Con effetto 1 gennaio 2023, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00675 barili di petrolio equivalente (in
precedenza 1 mc = 0,00671 boe). L’effetto sulle produzioni è di 5 mila boe/giorno nel quarto trimestre e nell’anno. I precedenti trimestri 2023 sono stati coerentemente
riesposti.
(b) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel quarto trimestre ’23 la produzione di idrocarburi è stata in media di 1,71 milioni di boe/giorno (1,66 milioni di
boe/giorno nell’anno ’23), in aumento del 6% rispetto al quarto trimestre ’22 (+3% rispetto all’anno ’22). La produzione è
stata sostenuta dal ramp-up in Mozambico, dallo start-up del progetto Baleine in Costa d’Avorio, dalla maggiore attività
in Algeria che beneficia anche delle acquisizioni, in Kazakhstan a causa di eventi non pianificati verificatisi nello stesso
periodo del ’22, nonché in Libia e Indonesia. Questi aumenti sono stati compensati dalla minore produzione dovuta al
declino dei campi maturi. Nel confronto sequenziale, la produzione è in aumento di circa il 5% per gli stessi driver descritti
in precedenza.
La produzione di petrolio è stata di 781 mila barili/g nel quarto trimestre ’23 (769 mila barili/g nell’anno ’23, +2% rispetto
all’anno ’22), in aumento dell’1% rispetto al quarto trimestre ’22. La crescita della produzione in Kazakhstan e Costa
d’Avorio è stata in parte compensata dal declino dei campi maturi.
La produzione di gas naturale è stata di 137 mln di metri cubi/g nel quarto trimestre ’23 (131 mln di metri cubi/g nell’anno
’23, +2% rispetto all’anno ’22), in aumento del 10% rispetto al quarto trimestre ’22. La crescita della produzione in Algeria,
Mozambico, a seguito del ramp-up del progetto Coral Floating LNG, Libia, Indonesia e Kazakhstan, è stata compensata
dal declino dei campi maturi.
Riserve certe di idrocarburi – dati preliminari
(miliardi di boe)
Riserve certe al 31 dicembre 2022
Promozioni
Produzione
Riserve certe al 31 dicembre 2023
Tasso di rimpiazzo all sources
(0,6)
Nel 2023 le promozioni nette di riserve certe sono state di 0,4 mld di boe. Le promozioni sono riferibili a nuove scoperte,
estensioni e revisioni di precedenti stime. Tali incrementi rapportati alla produzione dell’anno esprimono un tasso di
rimpiazzo all sources del 67%.
La vita residua delle riserve è di 10,6 anni al 31 dicembre 2023.
L’informativa completa sulle riserve certe di idrocarburi sarà fornita nella Relazione Finanziaria Annuale e nell’Annual
Report on Form 20-F 2023.
Risultati 2
III Trim.
2.542
2.620
2.770
(1.241)
1.529
1.425
IV Trim.
1.463
2.280
2.431
2.923
(128)
2.871
3.486
(1.448)
(1.598)
1.423
1.888
(€ milioni)
Utile (perdita) operativo
Esclusione special items
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: – Vår Energi
– Azule
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
I risultati includono:
Costi di ricerca esplorativa:
– costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
– radiazione di pozzi di insuccesso
Investimenti tecnici
1.809
1.999
var %
Esercizio
8.549
15.963
1.385
9.934
16.469
(196)
(319)
1.321
2.086
11.059
18.236
(5.543)
(7.402)
5.516
10.834
7.133
var %
6.252
Nel quarto trimestre ’23 il settore Exploration & Production ha registrato un utile operativo adjusted di €2.431 mln, in
calo del 17% rispetto al quarto trimestre ’22 a causa della flessione dei prezzi del petrolio in dollari (marker Brent -5%
nel trimestre) e dei prezzi di riferimento del gas in tutte le aree geografiche, che hanno influito negativamente sui prezzi
di realizzo della produzione, in particolare in Europa, nonchè dell’apprezzamento del tasso di cambio EUR/USD (+5%).
Tali effetti negativi sono stati in parte assorbiti dagli effetti positivi volume/mix. Nell’anno ’23 l’utile operativo adjusted
è stato di €9.934 mln, in calo del 40% rispetto all’anno ’22, a causa degli stessi driver del quarto trimestre, dei maggiori
costi esplorativi nonché del mancato contributo delle società operative angolane a seguito del loro conferimento nella
JV Azule, nel terzo trimestre 2022, i cui risultati sono rilevati nella gestione delle partecipazioni.
Includendo il contributo delle società all’equity, l’utile operativo proforma adjusted del quarto trimestre ’23 ammonta a
€3,3 mld in riduzione del 20% (€13,3 mld nell’anno ’23, -36%).
Nel quarto trimestre ’23, il settore ha registrato un utile netto adjusted di €1.423 mln, con un calo di circa il 25% rispetto
al quarto trimestre ’22 a causa della più debole performance operativa e dei minori proventi da partecipazioni, in
particolare Vår Energi (€454 mln nell’anno ’23 in calo di €497 mln rispetto all’anno ’22).
Su base annua, il tax rate aumenta di oltre 9 punti percentuali rispetto al periodo di confronto (in aumento di oltre 4
punti percentuali nel quarto trimestre ’23) per effetto: (i) dell’impatto del calo dei prezzi del petrolio e del gas; (ii)
dell’impatto dell’imposta sui profitti energetici del Regno Unito, non considerata special item (efficace dal terzo
trimestre 2022); e (iii) dell’impatto di alcuni costi non deducibili (per esempio le radiazioni di costi esplorativi).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
2 A partire dal quarto trimestre 2023, i risultati dei business Cattura, Stoccaggio e Utilizzo della CO2 e dell’Agri-business, in fase di sviluppo, precedentemente inclusi nel settore E&P, sono
stati riclassificati nel settore “Corporate e altre attività”. I precedenti trimestri 2023 e i dati comparativi sono stati coerentemente riesposti; gli effetti sono immateriali.
Global Gas & LNG Portfolio
Vendite
III Trim.
10,91
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
Spread PSV vs. TTF
Vendite di gas naturale
Italia
Resto d’Europa
di cui: Importatori in Italia
Mercati europei
Resto del Mondo
Totale vendite gas ?*?
di cui: vendite di GNL
IV Trim.
€/MWh
var %
Esercizio
var %
mld di metri cubi
13,61
15,55
24,40
23,84
21,55
50,51
30,67
27,41
24,98
60,52
(*) Include vendite intercompany.
Nel quarto trimestre 2023 le vendite di gas naturale sono state pari a 13,61 mld di metri cubi, in calo del 12% rispetto
allo stesso periodo del 2022, a causa dei minori volumi di gas commercializzati in Italia (-10%) in particolare nel
segmento grossisti e alla borsa. Nei mercati europei i volumi di gas sono diminuiti del 15% per minori vendite in
Germania, Turchia e Benelux. Nell’anno 2023 le vendite di gas naturale sono state pari a 50,51 mld di metri cubi, in calo
del 17% rispetto all’anno 2022, a causa dei minori volumi di gas commercializzati in Italia (-20% rispetto al 2022) in tutti
i segmenti e nei mercati europei (-14% vs. 2022).
Risultati
III Trim.
(213)
IV Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) operativo
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: SeaCorridor
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
var %
1.293
(616)
3.728
(3.665)
(201)
(346)
(260)
Esercizio
2.431
3.730
var %
(1.667)
3.247
3.297
(924)
2.373
2.063
2.050
(1.068)
Nel quarto trimestre 2023 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito un utile operativo adjusted di €677 mln,
riflettendo il positivo esito di una procedura di arbitraggio. Il risultato strutturale del business che non include gli effetti
one-off è sostanzialmente in linea con le assunzioni dell’ultima guidance comunicata al mercato, considerando uno
scenario caratterizzato da una più contenuta volatilità degli spread del gas e dei prezzi.
Nell’anno 2023 l’utile operativo adjusted è stato di €3.247 mln, in crescita del 57% rispetto all’anno 2022, guidato dalle
ottimizzazioni del portafoglio di gas naturale e GNL, rinegoziazioni contrattuali che hanno aiutato a compensare la
contrazione delle importazioni dalla Russia, mantenendo stabilità e sicurezza delle forniture verso i mercati Europei.
Nel quarto trimestre 2023 l’utile operativo proforma adjusted che integra i margini operativi delle società all’equity è di
€717 mln vs. €63 mln nel quarto trimestre 2022 (€3.433 mln nell’anno 2023 vs. €2.063 mln nel periodo di confronto).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
Enilive, Refining e Chimica
Produzioni e vendite
III Trim.
IV Trim.
Standard Eni Refining Margin (SERM)
Lavorazioni in conto proprio Italia
Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo
Totale lavorazioni in conto proprio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione
Lavorazioni bio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio ???
Marketing
Vendite rete Europa
Vendite rete Italia
Vendite rete resto d’Europa
Quota mercato rete Italia
Vendite extrarete Europa
Vendite extrarete Italia
Vendite extrarete resto d’Europa
Chimica
Vendite prodotti chimici
Tasso utilizzo impianti
$/barile
mln ton
mgl ton
mln ton
mln ton
mln ton
var %
Esercizio
var %
16,88
10,51
27,39
16,12
11,00
27,12
(a) Ricalcolato sulla base della capacità effettiva dell’impianto.
Nel quarto trimestre 2023 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining margin) si è attestato in media
a 8,1 $/barile, rispetto a 13,6 $/barile nel quarto trimestre 2022. Su base annua, i margini di raffinazione registrano un
aumento (10,1 $/barile nei dodici mesi 2023 rispetto a 8,5 $/barile nei dodici mesi 2022) trainati principalmente dalla
riduzione dei prezzi del gas naturale. Si osserva che, nelle correnti condizioni di mercato di contrazione dei differenziali
tra greggi pesanti/leggeri, il SERM non è in grado di rappresentare in maniera completa l’effettivo margine della
raffinazione.
Nel quarto trimestre 2023 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 4,30 mln di tonnellate,
sono in aumento del 15% rispetto al quarto trimestre 2022 per effetto dei maggiori volumi lavorati in particolare presso
le raffinerie di Sannazzaro e Milazzo, a seguito di iniziative di ottimizzazione. Nell’anno, le lavorazioni ammontano a 16,88
mln di tonnellate, aumentando del 5% rispetto al 2022, per gli stessi driver del quarto trimestre, in parte compensati
dall’effetto delle maggiori fermate dell’impianto di Livorno. Nel resto del mondo, le lavorazioni sono in diminuzione
rispetto al quarto trimestre 2022 (nel 2023, le lavorazioni registrano una riduzione del 5% rispetto al 2022) a causa dei
minori volumi processati in Germania.
Nel quarto trimestre 2023 i volumi di lavorazione bio pari a 265 mila tonnellate sono più che raddoppiati rispetto
all’analogo periodo del 2022 ed hanno beneficiato del contributo della bioraffineria di Chalmette e dei maggiori volumi
lavorati presso le bioraffinerie di Gela e di Venezia. Su base annua, i volumi di lavorazioni bio ammontano a 866 mila
tonnellate, registrando un aumento del 59% rispetto al 2022, beneficiando del citato contributo di Chalmette e dei
maggiori volumi lavorati presso la bioraffineria di Gela.
Nel quarto trimestre 2023 le vendite rete in Italia pari a 1,32 mln di tonnellate sono in riduzione del 4% rispetto al periodo
di confronto per effetto delle minori vendite di gasolio, a causa del calo dei consumi. Nell’anno 2023, le vendite retail si
attestano a 5,32 mln di tonnellate, sostanzialmente in linea rispetto al 2022.
Nel quarto trimestre 2023 le vendite extrarete in Italia pari a 1,58 mln di tonnellate sono in aumento del 2% rispetto al
quarto trimestre 2022 a seguito principalmente dei maggiori volumi commercializzati di jet fuel. Positiva la performance
su base annua con 6,45 mln di tonnellate, in aumento del 4% rispetto al 2022 per lo stesso driver del trimestre.
Le vendite di prodotti petrolchimici nel quarto trimestre 2023 pari a 0,8 mln di tonnellate registrano un lieve calo rispetto
al periodo di confronto. Nell’anno 2023, le vendite ammontano a 3,1 milioni di tonnellate, in diminuzione del 18% rispetto
al 2022, per la minore disponibilità di prodotti a causa delle fermate programmate presso gli stabilimenti di Marghera e
Dunkerque.
Nel quarto trimestre 2023 il margine del cracker è in calo rispetto allo stesso periodo del 2022. Anche i margini sul
polietilene e sugli stirenici hanno riportato una riduzione rispetto al quarto trimestre 2022, a seguito dei ridotti prezzi delle
commodity.
Risultati
III Trim.
(363)
(198)
(183)
(€ milioni)
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted
– Enilive
– Refining
– Chimica
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: ADNOC R&GT
St. Bernard Renewables Llc
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted
IV Trim.
(1.503) (1.228)
(237)
(100)
Enilive EDITDA proforma adjusted
Investimenti tecnici
var %
Esercizio
(1.397)
(416)
1.348
1.885
1.929
1.511
(614)
(254)
2.530
(259)
(616)
1.914
1.001
var %
Nel quarto trimestre 2023, Enilive ha conseguito un utile operativo adjusted di €117 mln, in aumento del 5% rispetto al
quarto trimestre 2022 (+8% su base annua a €728 mln) per effetto della solida performance del Marketing.
Il business Refining nel quarto trimestre 2023 ha conseguito un utile operativo adjusted pari a €33 mln che si confronta
con un utile operativo adjusted pari a €355 mln conseguito nel quarto trimestre 2022 (nei dodici mesi 2023 utile
operativo adjusted pari a €441 mln rispetto a €1.511 mln nei dodici mesi 2022). I risultati del quarto trimestre 2023
sono stati negativamente influenzati dalla riduzione dei differenziali tra greggi pesanti e leggeri e dai crack spread dei
prodotti, in parte compensati dalla riduzione del costo delle utilities dovuta al calo dei prezzi del gas naturale, rispetto
al quarto trimestre 2022 che riportava margini di raffinazione eccezionalmente elevati.
Nel quarto trimestre 2023 il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa adjusted pari
a €237 mln, in aumento rispetto al quarto trimestre 2022. Tale risultato riflette il calo della domanda in tutti i segmenti
di business dovuto al rallentamento macroeconomico e ai maggiori costi di produzione in Europa che hanno ridotto la
competitività delle produzioni di Versalis rispetto ai competitors americani ed asiatici. Nell’anno 2023, il business ha
registrato una perdita operativa adjusted pari a €614 mln (€254 mln nel 2022) dovuta alle stesse condizioni di mercato
avverse del trimestre.
Nel 2023 Enilive, Refining e Chimica hanno conseguito un utile operativo proforma adjusted, che include le entità valutate
all’equity, di €0,96 mld (€2,45 mld nel 2022).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
Plenitude & Power
Produzioni e vendite
IV Trim.
III Trim.
Plenitude
Clienti retail/business a fine periodo
Vendite retail e business gas
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
di cui: – fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage)
– eolico
Produzione di energia da fonti rinnovabili
Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo
Power
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi
Produzione termoelettrica
mln pdf
mld di metri cubi
terawattora
gigawatt
terawattora
migliaia
terawattora
var %
Esercizio
var %
18,77
17,98
19,88
20,66
22,37
21,37
Al 31 dicembre 2023, i clienti retail/business ammontano a 10,1 mln (gas ed energia elettrica), in linea rispetto al 31
dicembre 2022.
Le vendite retail e business di gas pari a 1,74 mld di metri cubi nel quarto trimestre 2023, sono in calo del 6% rispetto
allo stesso periodo del 2022 principalmente a causa di una riduzione della domanda di mercato. Nell’anno 2023, le
vendite sono state pari a 6,06 mld di metri cubi, in calo del 11% rispetto al 2022, per effetto dello stesso driver del
trimestre.
Le vendite retail e business di energia elettrica ai clienti finali pari a 4,6 TWh nel quarto trimestre 2023 sono in aumento
del 4% rispetto allo stesso periodo del 2022, per effetto principalmente dell’incremento della customer base in Italia.
Nell’anno 2023 le vendite di energia elettrica sono in calo del 4% rispetto all’anno 2022, per effetto principalmente dei
minori consumi.
Al 31 dicembre 2023, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 3 GW, in aumento di circa 0,8 GW rispetto al 31
dicembre 2022, principalmente grazie alle acquisizioni effettuate in Spagna (Bonete) e negli Stati Uniti (Kellam), allo
sviluppo organico dei progetti in Italia, Spagna e Kazakhstan, nonché all’acquisizione di 3 impianti fotovoltaici negli Stati
Uniti con una capacità totale pari a circa 0,38 GW, definita a fine 2023.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 0,99 TWh nel quarto trimestre 2023, in aumento del
51%, principalmente grazie al contributo degli asset acquisiti e all’entrata in esercizio dei progetti sviluppati
organicamente. Nell’anno 2023, la produzione è stata pari a 3,98 TWh, in aumento del 56% rispetto all’anno 2022, per
effetto degli stessi driver del trimestre.
I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 31 dicembre 2023 sono pari a 19 migliaia di unità, in aumento del 45%
rispetto alle 13,1 migliaia di unità al 31 dicembre 2022, in linea con il piano di potenziamento dell’infrastruttura di rete.
Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi sono state di 4,97 TWh nel quarto trimestre 2023, in calo del 2% rispetto
al periodo di confronto a causa dei minori volumi commercializzati presso il segmento grossista; 19,88 TWh su base
annua 2023, in calo del 11% rispetto all’anno 2022 per i minori volumi commercializzati presso la borsa elettrica e il
segmento grossista.
Risultati
III Trim.
Utile (perdita) operativo
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted
– Plenitude
– Power
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted
Plenitude EDITDA proforma adjusted
Investimenti tecnici
IV Trim.
(178) (4.950)
5.068
(€ milioni)
var %
Esercizio
(464)
(825)
1.145
1.440
(218)
(201)
var %
Nel quarto trimestre 2023 Plenitude ha conseguito un utile operativo adjusted pari a €70 mln grazie ai buoni risultati del
business retail e al ramp-up della capacità installata e dei volumi di produzione da fonti rinnovabili, confermando il valore
del modello di business integrato che ha permesso di cogliere al meglio le dinamiche di scenario. Nei dodici mesi 2023,
il business ha ottenuto un utile operativo adjusted pari a €515 mln, in aumento di €170 mln rispetto al periodo di
confronto per gli stessi driver del trimestre.
Nel quarto trimestre 2023 il business Power di produzione di energia elettrica da impianti a gas ha riportato l’utile
operativo adjusted di €41 mln, sostanzialmente in linea al quarto trimestre 2022. Nei dodici mesi 2023, il business ha
riportato un utile operativo adjusted pari a €166 mln, in calo di €104 mln rispetto all’esercizio 2022 che beneficiava di
uno scenario prezzi particolarmente positivo.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
Risultati di Gruppo
III Trim.
22.319
3.126
(250)
3.014
2.620
IV Trim.
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
Utile (perdita) operativo
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ???
Utile (perdita) operativo adjusted
Dettaglio per settore di attività
Exploration & Production
var %
24.622
31.525
(423)
1.710
2.769
3.283
3.582
2.431
2.923
(165)
Enilive, Refining e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e altre attività
(228)
(175)
(172)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
(135)
3.014
(122)
3.265
(1.428)
1.837
1.818
1.916
(177)
1.818
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari
Proventi (oneri) da partecipazioni
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted
di competenza: – interessenze di terzi
– azionisti Eni
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ???
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.769
3.167
(1.509)
1.658
1.638
3.582
(125)
4.358
(1.841)
2.517
2.493
1.346
1.357
1.638
2.493
Esercizio
var %
93.717
8.257
132.512
17.510
(564)
4.986
13.805
3.440
20.386
9.934
3.247
16.469
2.063
(651)
13.805
(443)
1.724
15.086
(6.710)
8.376
8.298
4.747
3.149
8.298
1.929
(680)
20.386
(1.052)
2.630
21.964
(8.608)
13.356
13.301
13.887
(401)
(185)
13.301
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel quarto trimestre 2023 il Gruppo ha conseguito l’utile operativo adjusted di €2.769 mln con una riduzione del 23%
rispetto al quarto trimestre 2022 dovuta principalmente al settore E&P (-17% a €2.431 mln) per effetto della flessione del
prezzo del petrolio e delle quotazioni del gas naturale, alla debole performance del business della Chimica (una perdita
operativa adjusted di €237 mln, -172% rispetto al quarto trimestre 2022) a causa della flessione della domanda e
dell’incremento della pressione competitiva da parte di prodotti più economici, nonché al significativo deterioramento
dello scenario della raffinazione che ha determinato una sensibile riduzione dell’utile operativo della Raffinazione (-€322
mln). Tale trend è stato in parte compensato dai risultati record di GGP (+€614 mln il risultato operativo adjusted). Su
base annua, il Gruppo ha conseguito un utile operativo adjusted di €13.805 mln, in riduzione del 32% rispetto al 2022, che
riflette il minor contributo dei business E&P, anche per effetto del deconsolidamento delle società operative angolane
conferite alla JV Azule nel terzo trimestre del 2022, e dei business della Raffinazione e della Chimica, in parte compensati
dalla performance del settore GGP e dai risultati positivi dei business Enilive e Plenitude & Power.
Nel quarto trimestre 2023 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è stato di €1.638 mln in riduzione di
€855 mln rispetto al quarto trimestre 2022 (-34%) per effetto del minor utile operativo e dei minori risultati delle
partecipate, in parte compensati dalla riduzione degli oneri finanziari principalmente dovuta all’andamento discendente
della curva tassi presa a riferimento per il calcolo del fair value delle attività finanziarie di trading, e all’effetto sui proventi
finanziari dei più elevati tassi medi sulle giacenze attive registrate nell’anno rispetto all’effetto sulle passività finanziarie
che presentano tassi prevalentemente fissi. Nell’esercizio 2023 il Gruppo ha conseguito un utile netto adjusted di €8.298
mln, in riduzione del 38% rispetto al 2022.
Tax rate consolidato: il tax rate consolidato adjusted del quarto trimestre e dell’esercizio 2023 è pari al 47,6% e 44,5%
rispettivamente, in aumento di 5 punti percentuali rispetto ai corrispondenti periodi 2022, per effetto della windfall tax
sugli utili delle società del settore energia del Regno Unito in vigore dal terzo trimestre 2022, dello scenario sfavorevole,
nonché dell’impatto di oneri non deducibili del settore E&P, in particolare le radiazioni di costi esplorativi, in parte
compensati dalla maggiore incidenza dell’utile imponibile conseguito dalle controllate Italiane.
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
III Trim.
1.935
IV Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Esercizio
var. ass.
(490)
4.836
13.961
var. ass.
(9.125)
3.434
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.357
3.285
2.600
7.803
4.369
– plusvalenze nette su cessioni di attività
(441)
(524)
1.552
– dividendi, interessi e imposte
(138)
1.113
5.598
8.611
(3.013)
(140)
Variazione del capitale di esercizio
3.397
(2.740)
1.811
(1.279)
3.090
Dividendi incassati da partecipate
(238)
2.255
1.545
(1.516)
(2.606)
1.090
(6.283)
(8.488)
2.205
(1.378)
(138)
3.519
(1.873)
(278)
1.359
(2.076)
(195)
(1.327)
(1.844)
3.369
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
Imposte pagate
Interessi (pagati) incassati
Flusso di cassa netto da attività operativa
Investimenti tecnici
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni
Altre variazioni relative all’attività di investimento
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
Rimborso di passività per beni in leasing
Flusso di cassa del capitale proprio
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(1.327)
(460)
(735)
(418)
15.119
17.460
(2.341)
(1.159)
(2.666)
(2.764)
(9.215)
(8.056)
(722)
(1.066)
(2.592)
(3.311)
(215)
1.202
(606)
(369)
1.184
(1.553)
(348)
2.361
(2.709)
1.173
(293)
(1.547)
2.218
(590)
(585)
(227)
(1.944)
(1.744)
1.763
1.548
3.560
2.194
(963)
(4.882)
(138)
9.656
(2.569)
(994)
(4.841)
(138)
(6.096)
1.408
2.884
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(136)
(1.315)
1.947
1.916
(1.892)
3.606
4.114
(508)
16.498
20.380
(3.882)
Esercizio
var. ass.
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
(293)
4.593
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
III Trim.
1.359
(195)
4.175
IV Trim.
(€ milioni)
Free cash flow
Rimborso di passività per beni in leasing
Debiti e crediti finanziari società acquisite
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni ???
Flusso di cassa del capitale proprio
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
var. ass.
(293)
(234)
2.218
(227)
(380)
(1.744)
(362)
3.560
(963)
(234)
(155)
9.656
(994)
(512)
(6.096)
(297)
(569)
(1.547)
(560)
(1.944)
(1.061)
(4.882)
(138)
(1.352)
(4.841)
(138)
(464)
(368)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
Rimborsi lease liability
Accensioni del periodo e altre variazioni
(2.220)
(730)
(582)
(1.638)
(641)
(3.873)
(1.348)
1.961
(608)
(5.834)
(740)
(637)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(2.657)
(444)
(2.213)
(4.258)
2.347
(6.605)
(a) Include debiti verso fornitori classificati come finanziari per effetto del differimento dei termini di pagamento in relazione al sostenimento di costi capitalizzati per l’acquisto di impianti e macchinari (€966 milioni e
€61 milioni nell’esercizio 2023 e 2022, rispettivamente, €294 milioni e €22 milioni nel quarto trimestre 2023 e 2022, rispettivamente, €483 milioni nel terzo trimestre 2023).
Il flusso di cassa netto da attività operativa dell’esercizio 2023 è stato di €15.119 mln, include €2.255 mln di dividendi
distribuiti dalle partecipate, principalmente da Azule Energy, Vår Energi e Adnoc R&T ed è stato impattato dalla riduzione di
circa €0,5 mld della manovra factoring rispetto all’ammontare di crediti commerciali ceduti a fine 2022.
Il flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo si ridetermina in €16.498 mln nell’esercizio 2023, al
netto delle seguenti componenti: l’utile/perdita di magazzino olio e prodotti, la differenza temporanea tra il valore del
magazzino gas calcolato in base al metodo del costo medio ponderato e la misura interna di performance del management
che utilizza il magazzino quale leva di ottimizzazione dei margini, il fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti
formali per il trattamento in hedge accounting, o ripartiti proporzionalmente per competenza, nonché accantonamenti a
fondo rischi straordinari (ad esempio relativi agli accantonamenti per il decommisioning delle raffinerie o alle perdite attese
su crediti a causa di eventi al di fuori del rapporto commerciale). Esclude inoltre il pagamento relativo alla windfall tax
straordinaria italiana di €0,4 mld istituita dalla Legge di Bilancio 2023, calcolato sull’utile ante imposte 2022 e stanziato nel
bilancio 2022.
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:
III Trim.
3.519
IV Trim.
2022 var. ass.
4.175
4.593
(418)
(€ milioni)
Flusso di cassa netto da attività operativa
Esercizio
2022 var. ass.
15.119
17.460
(2.341)
Variazione del capitale di esercizio
(657)
(3.397)
2.740
(1.811)
1.279
(152)
Esclusione derivati su commodity
1.076
(1.053)
1.255
(389)
1.644
(250)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(519)
(564)
1.126
3.744
2.994
15.125
17.786
(2.661)
(138)
1.120
(1.258)
1.373
2.594
(1.221)
3.606
4.114
(508)
16.498
20.380
(3.882)
3.257
3.369
Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo
Accantonamenti straordinari su crediti e altri oneri
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
(3.090)
I capex organici di €9,2 mld nell’esercizio ’23, in aumento dell’11% rispetto al 2022 per effetto del maggiore spending nei
progetti gas naturale/GNL a sostegno della sicurezza energetica e del progetto Baleine in Costa d’Avorio, comprendono gli
apporti di capitale alle società partecipate che stanno implementando progetti per conto di Eni. Al netto di tali capex organici,
il flusso di cassa discrezionale ante variazione circolante si ridetermina in €7,3 mld (€1,2 mld nel trimestre).
Le acquisizioni al netto dei disinvestimenti ammontano a circa €2,4 mld principalmente riferiti all’acquisizione degli asset a
gas di bp in Algeria, alla partecipazione nella bioraffineria St. Bernard (Chalmette), agli asset del business rinnovabili di
Plenitude e del saldo del corrispettivo relativo all’acquisizione del gruppo PLT effettuata alla fine del 2022, in parte
compensati dalla cessione del 49,9% della partecipazione Eni nelle società di gestione dei gasdotti TTPC/Transmed a seguito
dell’accordo con Snam, nonché di altri asset non strategici.
L’incremento dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €3,9 mld è dovuto al flusso di cassa netto da attività operativa
adjusted di circa €16,5 mld, agli investimenti netti di €9,2 mld, ai fabbisogni di circolante (€1 mld), al pagamento dei dividendi
agli azionisti Eni e all’acquisto di azioni proprie di €4,8 mld, all’effetto netto di acquisizioni/disinvestimenti (€2,4 mld), ad altre
attività d’investimento e altre variazioni (€1,5 mld), nonché al pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi
(€1,1 mld) e della windfall tax straordinaria italiana (€0,4 mld).
Stato patrimoniale riclassificato
31 Dic. 2023
31 Dic. 2022
Immobili, impianti e macchinari
56.299
56.332
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.834
4.446
Attività immateriali
6.379
5.525
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.576
1.786
(210)
13.862
13.294
2.386
1.978
(€ milioni)
Var. ass.
Capitale immobilizzato
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(2.075)
(2.320)
83.261
81.041
2.220
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
Crediti commerciali
Debiti commerciali
Attività (passività) tributarie nette
Fondi per rischi e oneri
Altre attività (passività) d’esercizio
Fondi per benefici ai dipendenti
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
6.186
7.709
(1.523)
13.185
16.556
(3.371)
(14.200)
(19.527)
5.327
(2.114)
(2.991)
(15.533)
(15.267)
(266)
(931)
(1.247)
(13.407)
(13.204)
(203)
(748)
(786)
69.853
67.207
2.646
53.158
54.759
(1.601)
Patrimonio netto
53.618
55.230
(1.612)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
10.899
7.026
3.873
Passività per beni leasing
5.336
4.951
– di cui working interest Eni
4.856
4.457
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
16.235
11.977
4.258
COPERTURE
69.853
67.207
2.646
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Gearing
CAPITALE INVESTITO NETTO
Patrimonio netto degli azionisti Eni
Interessenze di terzi
– di cui working interest follower
Al 31 dicembre 2023 il capitale immobilizzato (€83,3 mld) è aumentato di €2,2 mld rispetto al 31 dicembre 2022 per effetto
degli investimenti e delle acquisizioni (in particolare in Algeria, il 50% della bioraffineria Chalmette negli Stati Uniti e la
partecipazione di controllo in Novamont). Questi incrementi sono stati in parte compensati dall’effetto negativo delle
differenze cambio (al 31 dicembre 2023, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,105 rispetto al cambio di 1,067 al 31 dicembre
2022, +4%) nonché dagli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni di periodo.
Il capitale di esercizio netto (-€13,4 mld) è diminuito di €0,2 mld rispetto al 31 dicembre 2022. Il minor valore delle scorte di
petrolio e prodotti dovuto all’applicazione del metodo del costo medio ponderato in un contesto di prezzi in calo (-€1,5 mld)
l’incremento delle altre attività (passività) d’esercizio (-€1,3 mld) per effetto della variazione del fair value degli strumenti
derivati sono stati in parte compensati dal decremento del saldo tra crediti e debiti commerciali (€2 mld).
Il patrimonio netto (€53,6 mld) di riduce di €1,6 mld rispetto al 31 dicembre 2022 per effetto dell’utile netto del periodo (€4,8
mld), della variazione positiva della riserva cash flow hedge (€0,5 mld) in parte compensati dalle differenze negative di
cambio (circa €2 mld) che riflettono il deprezzamento del dollaro rispetto all’euro, nonché dai dividendi distribuiti agli azionisti
(€3 mld) e del riacquisto di azioni proprie (€1,8 mld).
L’indebitamento finanziario netto 3 ante lease liability al 31 dicembre 2023 è pari a €10,9 mld, in aumento di circa €3,9 mld
Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 29.
rispetto al 31 dicembre 2022.
Il leverage 4 – rapporto tra indebitamento finanziario netto ante lease liabilities e patrimonio netto – si attesta a 0,20 al 31
dicembre 2023 (0,13 al 31 dicembre 2022).
Special item
Gli special item dell’utile operativo sono rappresentati da oneri netti di €4.986 mln e €1.710 mln nell’esercizio e nel quarto
trimestre 2023 rispettivamente, con il seguente breakdown per settore:
E&P: oneri netti di €1.385 mln nell’esercizio (€968 mln nel quarto trimestre 2023) relativi principalmente a svalutazioni di
asset di €1.037 mln relative ad alcune proprietà a gas in Italia per effetto del trend al ribasso dei prezzi del gas, ad alcune
proprietà a olio e gas negli USA a seguito revisione riserve e alle svalutazioni per perdite su crediti (€129 mln
nell’esercizio), nonché agli accantonamenti per oneri ambientali (€81 mln nell’esercizio ‘23), nonché accantonamenti per
incentivazione all’esodo del personale dipendente (€40 mln su base annua).
GGP: oneri netti di €816 mln nell’esercizio 2023 (proventi netti di €616 mln nel quarto trimestre 2023) rappresentati
principalmente dalla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting o vendite
a termine di gas di portafoglio per le quali non è prevista la own use exemption (oneri di €97 mln nell’esercizio ’23, proventi
di €277 mln nel quarto trimestre ’23) e dalla differenza tra la valorizzazione delle rimanenze gas a costo medio ponderato
prevista dagli IFRS e quella gestionale che tiene conto delle dinamiche di invaso e svaso del gas naturale e riporta i
margini (differenziale del costo del gas tra estate e inverno) ed i relativi effetti di hedging in corrispondenza dei prelievi
(oneri di €655 mln nell’esercizio ’23 e proventi di €375 mln nel quarto trimestre ’23, rispettivamente).
Enilive, Refining e Chimica: oneri netti di €1.348 mln nell’esercizio 2023 (€976 mln nel quarto trimestre 2023) relativi
principalmente alla svalutazione degli impianti della chimica dovuta alle minori prospettive reddituali che riflettono un
peggioramento dello scenario di riferimento (€405 milioni in entrambi i reporting periods), al write-off degli investimenti
di mantenimento e asset integrity relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi principalmente nel business Refining
(€359 mln e €132 mln nell’esercizio e nel quarto trimestre 2023, rispettivamente), oneri ambientali (€373 mln e €233 mln
nell’esercizio e nel quarto trimestre 2023, rispettivamente), nonché oneri per incentivazione del personale (€46 mln e €37
mln nell’esercizio ‘23 e nel quarto trimestre ‘23, rispettivamente).
Plenitude & Power: oneri netti per €1.145 mln nell’esercizio 2023 (€289 mln nel quarto trimestre 2023) relativi
principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting, nonché, in
misura minore, l’effetto di alcuni derivati attivati nell’ambito di un programma annuale di copertura, ripartito sui trimestri
2023.
Gli altri special item dell’anno sono relativi alla plusvalenza di €0,8 mld connessa alla cessione del 49,9% delle controllate Eni
che gestiscono i gasdotti TTPC/Transmed e dei relativi diritti di trasporto di gas naturale importato dall’Algeria a seguito
dell’accordo con Snam SpA, compresa la plusvalenza relativa alla valutazione al fair value della partecipazione mantenuta
nella società conferitaria.
In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli
Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione
indicatori alternativi di performance alle pag. 20 e seguenti del presente comunicato stampa.
Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al quarto trimestre e all’esercizio 2023 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 pubblicano un reporting trimestrale. Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al
terzo e quarto trimestre e all’esercizio 2023 e ai relativi comparative period (quarto trimestre ed esercizio 2022). I flussi di cassa sono presentati con
riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 dicembre 2023 e al 31 dicembre 2022. Le informazioni
economiche, patrimoniali e finanziarie, laddove non diversamente indicato, sono state redatte conformemente ai criteri 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 nella preparazione dei risultati del quarto trimestre e dell’esercizio 2023 sono gli stessi adottati nella
redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2022 alla quale si rinvia.
Con efficacia 1° gennaio 2023, la società ha proceduto ad aggiornare il coefficiente di conversione del gas naturale da metri cubi a barili di petrolio
equivalente in ragione di 1 mc = 0,00675 barili di petrolio equivalente (in precedenza 1 mc = 0,00671 boe). 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 calorifico
del gas dei campi a gas di Eni attualmente in esercizio. L’effetto sulla produzione espressa in barili equivalenti di petrolio (“boe”) dell’anno e del quarto
trimestre 2023 è stato di 5 mila boe/giorno. Sono invece trascurabili gli effetti sugli altri indicatori per boe (prezzi di realizzo, costi) e sugli
ammortamenti. Le altre compagnie petrolifere possono adottare coefficienti diversi.
Criteri di redazione
A seguito della costituzione di Enilive (il business della società controllata Eni Sustainable Mobility) con decorrenza 1° gennaio 2023, che gestisce le
bioraffinerie Eni e la vendita al dettaglio di carburanti e soluzioni di smart mobility, il management ha definito la suddivisione dell’utile operativo
adjusted del precedente settore Refining & Marketing “R&M” in due sotto linee di business:
Enilive; e
Refining.
Di seguito è riportata la nuova segment information relativa all’utile operativo adjusted di R&M per i periodi comparativi 2022:
Utile (perdita) operativo adjusted
R&M e Chimica
– Refining & Marketing
– Chimica
Enilive, Refining e Chimica
– Enilive
– Refining
– Chimica
(€ milioni)
I trimestre
Pubblicato
Riesposto
(115)
(115)
II trimestre
Pubblicato
Riesposto
1.104
1.104
III trimestre
Pubblicato
Riesposto
(177)
(177)
IV trimestre
Pubblicato
Riesposto
Non sono state apportate modifiche alle informazioni statutory di Gruppo ai sensi dell’IFRS 8 “Segment Reporting”, che continueranno a presentare il
settore Enilive, Refining e Chimica (ex R&M e Chimica).
A partire dal quarto trimestre ‘23 e con decorrenza 1° gennaio 2023, i risultati di CCUS e Agribusiness di Eni, precedentemente inclusi nei risultati del
settore Exploration & Production, sono stati riclassificati in “Corporate e altre attività”. Di seguito si riporta la ri-segmentazione dell’utile operativo
adjusted dei settori Exploration & Production e “Corporate e altre attività” per i trimestri 2023:
Utile operativo adjusted
II trimestre
I trimestre
(€ milioni)
III trimestre
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
2.789
(134)
2.806
(151)
2.066
2.077
(107)
2.605
(150)
2.620
(165)
Exploration & Production
Corporate e altre attività
I periodi di confronti 2022 (inclusi l’esercizio e il quarto trimestre) sono stati rideterminati di conseguenza. Tuttavia, l’impatto è immateriale.
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, obiettivi
di crescita delle produzioni e delle vendite, 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 differire in misura anche significativa rispetto a quelli
annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: 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 domanda, dell’offerta e dei prezzi del petrolio, del
gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni
internazionali e l’instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro 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 nell’applicazione di
nuove tecnologie, 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 variabili 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 annuale.
Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di portafoglio) e la produzione
dell’anno. Un valore del tasso di rimpiazzo delle riserve superiore al 100% indica che nell’anno le promozioni a riserve certe sono state superiori ai volumi
di riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve è utilizzato dal management per valutare la capacità dell’impresa di sostenere gli attuali livelli
produttivi attraverso il rimpiazzo della produzione dell’anno con nuove riserve certe. Il tasso di rimpiazzo delle riserve non può essere considerato un
indicatore delle performance produttive future perché l’evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosità e
incertezza in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: il successo nello sviluppo di nuovi giacimenti, il completamento delle infrastrutture, l’impatto
delle regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, rischi geopolitici, rischi geologici, rischi ambientali, l’evoluzione dei prezzi del petrolio e del gas
naturale.
Adeguamenti dei dati di preconsuntivo saranno possibili in relazione alla rilevazione del risultato della partecipazione in Saipem di quarto trimestre 2023.
Contatti societari
Sito internet: http://www.eni.com
Società per Azioni, Rome, Piazzale Enrico Mattei, 1
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del quarto trimestre e dell’esercizio 2023 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul
sito internet Eni all’indirizzo eni.com.
Alternative performance indicators (Non-GAAP measures)
Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS (“Misure
alternative di performance”) che escludono dall’utile operativo e dall’utile netto reported una serie di oneri e proventi che il management valuta straordinari o
non correlati alla gestione industriale (special items) rispettivamente before e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni e le riprese di valore di
asset, le plusvalenze da cessione di immobilizzazioni 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, nonché le
svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Corrispondentemente 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 proventi (after tax). Inoltre, è oggetto di esclusione 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 periodo. Il profit (loss) on stock non è rilevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva
gestionale per ottimizzare i margini. Analogamente a quanto previsto per gli special item, è oggetto di esclusione il profit or loss on stock incluso nei risultati
dalle imprese partecipate 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, assicurando una migliore comparabilità dei
risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli
previsionali. L’informativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le
altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il calcolo delle Non-GAAP measure.
Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di performance; 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 special 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 traduzione. 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, con l’eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l’aliquota
statutory delle società italiane.
Gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul
debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali 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’attività 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 Exploration & Production).
Utile/perdita di magazzino
L’utile/perdita 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 svolgimento 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 sono 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 rischio
di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell’utile operativo 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 base agli IFRS, anche quelli 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. Analogamente sono classificati
come special items gli effetti valutativi relativi ad attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge di 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 fair 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 di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi
di benchmark con gli standard dell’industria.
Gearing
Il gearing è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte 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 magazzino e certe componenti
straordinarie, quali accantonamenti 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 hedges in base agli IFRS, compresi quelli 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.
Free cash flow
Il Free cash flow è la misura che consente 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 che 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’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi 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, delle attività finanziarie valutate al fair
value con effetti a conto economico, nonché dei crediti finanziari a breve termine non strumentali all’attività operativa. Assumono la qualificazione di strumentali
all’attività operativa le attività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations.
Riconciliazione risultati Non-GAAP vs. risultati GAAP
Corporate e Altre
attività
GRUPPO
Plenitude & Power
1.377
(277)
2.431
2.871
(1.448)
(105)
(236)
(616)
(201)
(228)
(336)
1.423
(241)
Global Gas & LNG
Portfolio
(321)
Exploration &
Production
(178)
1.293
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
Imposte sul reddito ???
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
(1.503)
1.463
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ???
Proventi (oneri) su partecipazioni ???
Utile (perdita) ante imposte adjusted
(237)
Enilive, Refining e
Chimica
IV Trimestre 2023
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
(135)
(135)
(101)
1.710
2.769
3.167
(1.509)
1.658
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.638
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.346
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.638
(a) Escludono gli special item.
Effetto eliminazione
utili interni
GRUPPO
3.728
Corporate e Altre
attività
2.280
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(1.228) (4.950)
(535)
(423)
Enilive, Refining e
Chimica
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
IV Trimestre 2022
Plenitude & Power
(€ milioni)
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
(3.999)
(135)
5.110
1.076
(133)
2.923
(128)
(3.665)
5.068
(175)
3.283
3.582
(125)
3.486
(1.598)
(346)
(100)
(225)
1.888
(260)
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ???
Imposte sul reddito ???
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
plusvalenze nette su cessione di asset
Proventi (oneri) su partecipazioni ???
Utile (perdita) ante imposte adjusted
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.358
(1.841)
2.517
2.493
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.357
2.493
(a) Escludono gli special item.
Enilive, Refining e
Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
8.549
2.431
(1.397)
(464)
(943)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
1.037
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
GRUPPO
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
Esercizio 2023
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
8.257
1.802
1.255
1.144
(105)
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.385
1.348
1.145
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ???
9.934
(196)
3.247
(651)
(195)
1.321
11.059
(5.543)
3.297
(924)
(259)
(218)
(870)
5.516
2.373
(623)
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Proventi (oneri) su partecipazioni ???
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito ???
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
1.111
4.986
13.805
(443)
1.724
15.086
(6.710)
8.376
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
8.298
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
4.747
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.149
8.298
(a) Escludono gli special item.
(825)
(1.956)
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
17.510
(564)
1.062
2.056
1.140
1.412
(389)
506 (1.667)
1.885
1.440
1.276
3.440
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
(148)
(1.805)
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
GRUPPO
(416)
Effetto eliminazione
utili interni
3.730
Corporate e Altre
attività
15.963
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
Plenitude & Power
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
Esercizio 2022
Enilive, Refining e
Chimica
(€ milioni)
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ???
16.469
(319)
2.063
1.929
(680)
(669)
Proventi (oneri) su partecipazioni ???
Utile (perdita) ante imposte adjusted
2.086
18.236
2.050
2.530
(1.440)
Imposte sul reddito ???
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
(7.402)
(1.068)
(616)
(201)
10.834
1.914
(767)
20.386
(1.052)
2.630
21.964
(8.608)
13.356
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
13.301
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
13.887
(401)
(185)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
13.301
(a) Escludono gli special item.
Effetto eliminazione
utili interni
GRUPPO
Corporate e Altre
attività
2.542
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Plenitude & Power
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
III trimestre 2023
Enilive, Refining e
Chimica
(€ milioni)
(161)
(285)
3.126
(363)
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ???
Proventi (oneri) su partecipazioni ???
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito ???
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
(250)
(313)
2.620
2.770
(1.241)
(213)
(183)
(165)
(155)
1.529
(152)
(172)
(172)
(123)
3.014
(122)
3.265
(1.428)
1.837
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.818
1.916
(177)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.818
(a) Escludono gli special item.
Analisi degli special item
III Trim.
(€ milioni)
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
(152)
IV Trim.
2.056
1.377
1.802
1.140
Derivati su commodity
Altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.076
1.255
(389)
(133)
1.111
1.710
3.283
4.986
3.440
Differenze e derivati su cambi
Esercizio
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
(127)
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
(149)
Oneri (proventi) su partecipazioni
(201)
(698)
(2.834)
di cui:
– plusvalenza SeaCorridor
– plusvalenza cessione Vår Energi
– plusvalenza netta cessione asset Angolani
(834)
Imposte sul reddito
Totale special item dell’utile (perdita) netto
(448)
(2.542)
(499)
1.335
(1.855)
1.338
(1.180)
3.138
(683)
(204)
1.346
1.357
3.149
(185)
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo
III Trim.
IV Trim.
2.620
3.397
(€ milioni)
Utile operativo adjusted E&P
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted E&P
Utile operativo adjusted GGP
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Esercizio
var %
var %
2.431
2.923
9.934
16.469
1.220
3.414
4.431
3.320
4.143
13.348
20.900
3.247
2.063
Utile operativo proforma adjusted GGP
3.433
2.063
Utile operativo adjusted Enilive, Refining e Chimica
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
1.929
Utile operativo proforma adjusted Enilive, Refining e Chimica
2.445
Utile operativo adjusted altri settori
(117)
Effetto eliminazione utili interni
(135)
3.755
4.985
17.809
25.333
(172)
3.953
Utile operativo proforma adjusted di Gruppo
Riconciliazione GAAP vs Non-GAAP del conto economico
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
1.761
2.769
Utile operativo
8.257
5.002
13.805
(110)
Proventi/oneri finanziari
(473)
Proventi/oneri da partecipazioni
2.422
(698)
1.724
. Adnoc R&T
. St. Bernard Renewables Llc
Special
items
Risultati
reported
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Esercizio
Riclassifica
oneri
finanziari
IV Trimestre
Risultati
reported
(€ milioni)
. Vår Energi
. Azule
(443)
(950)
(499)
(1.509)
Imposte sul reddito
(5.370)
(160)
(1.180)
(6.710)
Utile netto
4.836
3.138
8.376
1.335
1.658
1.346
1.638
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
4.747
3.149
8.298
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Esercizio
Profit on
stock
IV Trimestre
Risultati
adjusted
3.416
(133)
3.582
Utile operativo
(564)
3.291
20.386
(236)
(125)
Proventi/oneri finanziari
(925)
(149)
(1.052)
1.102
(201)
Proventi/oneri da partecipazioni
5.464
(2.834)
2.630
(124)
. Vår Energi
. Azule
. Adnoc R&T
Risultati
reported
(423)
Risultati
reported
17.510
(€ milioni)
(213)
(1.855)
(1.841)
Imposte sul reddito
(8.088)
(683)
(8.608)
1.338
2.517
Utile netto
13.961
(401)
(204)
13.356
1.357
2.493
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
13.887
(185)
13.301
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
III Trimestre 2023
Risultati
adjusted
(250)
3.014
(120)
(122)
Risultati
reported
Utile operativo
3.126
Proventi/oneri finanziari
(€ milioni)
Proventi/oneri da partecipazioni
. Vår Energi
. Azule
. Adnoc R&T
. St. Bernard Renewables Llc
Imposte sul reddito
(1.503)
(1.428)
Utile netto
1.935
(177)
1.837
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
1.916
1.818
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
III Trim.
Esercizio
IV Trim.
var %
6.004
Exploration & Production
6.334
7.322
23.903
31.194
3.001
Global Gas & LNG Portfolio
5.450
10.844
20.139
48.586
14.387
Enilive, Refining e Chimica
13.551
14.736
52.558
59.178
3.863
4.831
14.256
20.883
1.972
1.886
(19.111)
(29.215)
(€ milioni)
2.669
Plenitude & Power
Corporate e altre attività
(4.200)
var %
(5.154)
(6.806)
24.622
31.525
Elisioni di consolidamento
22.319
93.717 132.512
Costi operativi
III Trim.
IV Trim.
16.944
Esercizio
19.836
28.252
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
(€ milioni)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
17.657
73.887
102.529
3.136
3.015
77.272
105.497
20.908
29.138
var %
var %
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
III Trim.
IV Trim.
1.443
(€ milioni)
Exploration & Production
Esercizio
var %
var %
1.609
1.783
6.148
6.017
Global Gas & LNG Portfolio
Enilive, Refining e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e altre attività
Effetto eliminazione utili interni
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di
utilizzo beni in leasing
1.985
2.096
1.377
1.805
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
3.362
2.971
1.890
Radiazioni
3.677
3.471
1.769
7.479
7.205
1.802
1.140
9.281
8.345
9.816
8.944
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
Esercizio 2023
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
Altri proventi (oneri) netti
Exploration & Global Gas & Enilive, Refining
Production LNG Portfolio
e Chimica
1.009
Corporate e
altre attività
Gruppo
1.314
1.210
Plenitude &
Power
2.422
Leverage e indebitamento finanziario netto
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.
(€ milioni)
Debiti finanziari e obbligazionari
31 Dic. 2023
31 Dic. 2022
Var. ass.
1.812
28.729
26.917
– Debiti finanziari a breve termine
7.013
7.543
(530)
– Debiti finanziari a lungo termine
21.716
19.374
2.342
Disponibilità liquide ed equivalenti
(10.193)
(10.155)
(6.782)
(8.251)
1.469
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(855)
(1.485)
10.899
7.026
3.873
Passività per beni in leasing
5.336
4.951
– di cui working interest Eni
4.856
4.457
– di cui working interest follower
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
16.235
11.977
4.258
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
53.618
55.230
(1.612)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
Schemi di bilancio IFRS
STATO PATRIMONIALE
(€ milioni)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Altre attività finanziarie
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte sul reddito
Altre attività
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
Diritto di utilizzo beni in leasing
Attività immateriali
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Altre partecipazioni
Altre attività finanziarie
Attività per imposte anticipate
Attività per imposte sul reddito
Altre attività
Attività destinate alla vendita
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
Passività per imposte sul reddito
Altre passività
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
Passività per beni in leasing a lungo termine
Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
Passività per imposte sul reddito
Altre passività
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
TOTALE PASSIVITÀ
Capitale sociale
Utili relativi a esercizi precedenti
Riserve per differenze cambio da conversione
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale
Azioni proprie
Utile (perdita) netto
Totale patrimonio netto di Eni
Interessenze di terzi
TOTALE PATRIMONIO NETTO
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
31 Dic. 2023
31 Dic. 2022
10.193
6.782
16.713
6.186
5.642
46.872
10.155
8.251
1.504
20.840
7.709
12.821
61.597
56.299
4.834
6.379
1.576
12.618
1.244
2.352
4.480
3.260
93.184
2.609
142.665
56.332
4.446
5.525
1.786
12.092
1.202
1.967
4.569
2.236
90.269
152.130
4.092
2.921
1.128
20.734
1.685
5.584
36.144
4.446
3.097
25.709
2.108
12.473
48.717
21.716
4.208
15.533
4.702
4.096
51.041
1.862
89.047
4.005
32.686
5.570
8.483
(2.333)
4.747
53.158
53.618
142.665
19.374
4.067
15.267
5.094
3.234
48.075
96.900
4.005
23.455
7.564
8.785
(2.937)
13.887
54.759
55.230
152.130
CONTO ECONOMICO
III Trim.
22.319
22.650
(16.944)
(663)
(1.769)
3.126
1.874
(2.126)
(120)
3.438
(1.503)
1.935
1.916
3.290,2
3.300,0
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
Altri proventi (oneri) operativi
Ammortamenti
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni in leasing
Radiazioni
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Strumenti finanziari derivati
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
– semplice
– diluito
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
– semplice
– diluito
IV Trim.
24.622
31.525
25.027
31.815
(19.836) (28.252)
(139)
(933)
(817)
(1.985)
(2.096)
(1.377)
(875)
(315)
(500)
(423)
2.347
2.376
(2.435)
(2.602)
(110)
(236)
1.102
1.130
(950)
Esercizio
93.717
132.512
1.150
1.175
94.867 133.687
(73.887) (102.529)
(249)
(3.136)
(3.015)
(1.736)
(7.479)
(7.205)
(1.802)
(1.140)
(535)
(599)
8.257
17.510
7.417
8.450
(8.113)
(9.333)
(473)
(925)
1.314
1.841
1.108
3.623
2.422
5.464
10.206
22.049
(5.370)
(8.088)
4.836
13.961
4.747
13.887
3.242,8
3.306,1
3.371,9
3.378,2
3.303,8
3.327,1
3.483,6
3.490,0
PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
IV Trim.
Esercizio
Utile (perdita) netto del periodo
4.836
13.961
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
(€ milioni)
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
Effetto fiscale
(2.253)
(1.498)
(1.587)
1.643
(2.344)
(5.035)
(1.994)
1.095
5.045
(1.463)
(158)
(234)
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
(2.271)
(1.478)
(1.576)
1.757
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
(2.091)
(808)
3.260
15.718
(2.122)
(847)
3.171
15.643
Componenti riclassificabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
Effetto fiscale
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2022
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Cessione EniPower
Acquisto azioni proprie
Imposte su cedole Bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
44.519
15.718
(3.022)
(138)
(2.400)
10.711
55.230
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2022
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2023
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Acquisto di azioni proprie
54.759
55.230
3.260
(3.005)
(138)
(1.837)
Emissione bond convertibile
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2023
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
(1.612)
53.618
53.158
RENDICONTO FINANZIARIO
III Trim.
IV Trim.
1.935
1.769
(357)
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in
leasing
Radiazioni
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Esercizio
4.836
13.961
1.985
2.096
7.479
7.205
1.377
1.802
1.140
(266)
(665)
(1.314)
(1.841)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(441)
(524)
Dividendi
(134)
(255)
(351)
(146)
(517)
(159)
1.000
1.033
(227)
5.370
8.088
(173)
(242)
(700)
(2.773)
(135)
1.503
(107)
(140)
(1.025)
Interessi attivi
Interessi passivi
Imposte sul reddito
Altre variazioni
Flusso di cassa del capitale di esercizio
3.397
1.811
(1.279)
– rimanenze
2.203
1.792
(2.528)
(615)
– crediti commerciali
(2.106)
3.322
(1.036)
– debiti commerciali
2.851
1.536
(4.829)
2.284
– fondi per rischi e oneri
2.028
– altre attività e passività
(1.095)
(1.332)
1.429
(2.027)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
(239)
Interessi incassati
Interessi pagati
2.255
1.545
(172)
(163)
(919)
(851)
(1.378)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
(1.516)
(2.606)
(6.283)
(8.488)
3.519
(2.438)
(1.806)
Flusso di cassa netto da attività operativa
Flusso di cassa degli investimenti
– attività materiali
4.175
(3.688)
(2.382)
4.593
(3.324)
(2.597)
15.119
(12.404)
(8.739)
17.460
(10.793)
(7.700)
– attività immateriali
(284)
(167)
(476)
(356)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
(649)
(213)
(743)
(323)
(119)
(1.277)
(1.315)
(415)
(182)
(1.636)
(1.675)
(350)
2.989
1.096
1.304
– diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(451)
– attività materiali
– attività immateriali
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(1.805)
Flusso di cassa netto da attività di investimento
1.173
(2.528)
(590)
(2.965)
2.194
(9.365)
(7.018)
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
IV Trim.
III Trim.
(€ milioni)
(2.374)
(195)
(623)
(790)
Assunzione di debiti finanziari a lungo termine
Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
Rimborso di passività per beni in leasing
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
Dividendi pagati ad azionisti Eni
Dividendi pagati ad altri azionisti
Apporti netti di capitale da azionisti terzi
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
Acquisto di azioni proprie
Effetto emissione di obbligazioni convertibili
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(607)
(3.598)
(790)
(286)
(227)
(298)
(738)
(1.224)
(4.074)
(994)
1.375
(3.009)
(2.400)
(928)
(2.807)
4.971
(3.161)
(963)
(1.495)
(3.046)
(1.803)
(138)
(5.668)
(138)
(8.542)
(136)
9.573
(1.315)
11.496
10.181
1.916
8.265
10.205
10.181
10.205
10.181
2022 var %
1.809
1.999
1.569
1.704
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
9.573
(278)
(293)
1.241
(747)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(1.844)
11.417
Esercizio
Investimenti tecnici
III Trim.
IV Trim.
1.425
(€ milioni)
Exploration & Production
di cui: – acquisto di riserve proved e unproved
1.213
– ricerca esplorativa
– sviluppo di idrocarburi
Global Gas & LNG Portfolio
Esercizio
7.133
6.252
var %
6.293
5.238
Enilive, Refining e Chimica
– Enilive e Refining
Plenitude & Power
– Plenitude
9.215
8.056
1.873
– Chimica
– Power
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
Investimenti tecnici ???
2.666
2.764
(a) I costi capitalizzati per l’acquisto di impianti e macchinari i cui fornitori hanno concesso dilazioni di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario sono rilevati nelle altre variazioni del
rendiconto finanziario riclassificato e non sono riportati nella tabella (€966 milioni e €61 milioni nell’esercizio 2023 e 2022, rispettivamente, €294 milioni e €22 milioni nel quarto trimestre 2023 e 2022, rispettivamente,
€483 milioni nel terzo trimestre 2023).
Nell’anno 2023 gli investimenti di €9.215 milioni (€8.056 milioni nell’anno 2022) evidenziano un aumento del 14% e hanno
riguardato principalmente:
– lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€6.293 milioni) in particolare in Costa d’Avorio, Congo, Egitto, Italia, Emirati Arabi
Uniti, Libia e Algeria;
– l’attività di raffinazione bio e tradizionale in Italia e all’estero e l’attività di biometano (€621 milioni) finalizzati essenzialmente
ad attività di sviluppo, di asset integrity e stay-in-business, nonché agli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente;
nel marketing (€174 milioni) interventi per obblighi di legge e stay-in-business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi
in Italia e nel resto d’Europa;
? Plenitude (€637 milioni) relativa principalmente allo sviluppo del business delle rinnovabili, acquisizione di nuovi clienti e
attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici.
Performance di Sostenibilità
Esercizio
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
Emissioni dirette di metano (Scope 1)
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine
Volumi totali di oil spill (>1 barile)
(milioni di tonnellate di CO? eq.)
(migliaia di tonnellate di CH?)
(miliardi di Sm³)
(migliaia di barili)
Acqua di formazione reiniettata
I KPI fanno riferimento a dati 100% degli asset operati, e comprendono anche il contributo di asset cooperati.
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) della forza lavoro pari a 0,40, in calo rispetto al 2022 per effetto dei
Emissioni dirette di GHG (Scope 1): pari a 38,7 mln di tonnellate di CO2eq, sono in lieve riduzione rispetto al 2022,
minori infortuni occorsi a personale contrattista. Rispetto al 2014 l’indice migliora del 42%.
principalmente per effetto del calo delle emissioni nei business Chimica, Power e GGP, in parte compensato
dall’incremento nel business Exploration & Production.