(AGENPARL) – ven 26 luglio 2024 Eni: risultati del secondo trimestre e del semestre 2024
Rilevante crescita della produzione e continuo miglioramento del portafoglio E&P
Solidi risultati e crescita delle attività relative alla transizione: Plenitude ed Enilive
Piano di dismissioni procede più rapidamente rispetto alle aspettative, con la previsione di una incisiva
riduzione del leverage
Forte generazione di cassa e rigorosa disciplina finanziaria consentono la competitiva remunerazione
degli azionisti, con l’accelerazione del programma di buyback
San Donato Milanese, 26 luglio 2024 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha
approvato i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2024 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi,
AD di Eni, ha commentato:
“Nel II trimestre ’24 abbiamo ottenuto risultati superiori alle attese, dimostrando i significativi progressi fatti da Eni in molteplici aspetti della sua
strategia e del piano industriale illustrati agli investitori lo scorso marzo. Rispetto ai chiari obiettivi di sviluppo delle nostre linee di business che
presentano vantaggi competitivi: la produzione di idrocarburi, la bioraffinazione e la capacità di generazione rinnovabile, abbiamo conseguito in
ciascuno una rilevante crescita. Tali progressi ci hanno consentito di ottenere eccellenti risultati finanziari con €1,5 mld di profitti netti adjusted.
In parallelo alla crescita industriale, stiamo compiendo progressi superiori alle aspettative nelle attività di gestione del portafoglio in termini sia
di tempi di esecuzione sia di valore generato. Stiamo migliorando la qualità del portafoglio Upstream, con il recente annuncio della dismissione
di attività petrolifere non strategiche in Alaska e il completamento in corso della vendita delle attività onshore in Nigeria, mentre abbiamo definito
un accordo per l’aggregazione aziendale tra Ithaca Energy e in nostri asset in UK. Enilive ha annunciato un accordo di esclusiva con il fondo KKR
per un ingresso di capitale privato che, in modo simile all’operazione finalizzata nel primo trimestre relativa a Plenitude, concorra a finanziare la
crescita e confermi il valore che stiamo creando nei nostri business legati alla transizione. Nonostante il contributo del portafoglio sia stato
relativamente contenuto nel secondo trimestre, il debito netto è diminuito e, con i disinvestimenti che stanno progredendo, prevediamo un
leverage significativamente inferiore a 0,2 a fine anno, meglio delle nostre aspettative iniziali. Questo a sua volta ci consentirà di accelerare il
piano di riacquisto di azioni proprie da €1,6 mld a conferma della nostra capacità di realizzare sia gli obiettivi di crescita del business, sia quelli
di remunerazione degli azionisti.”
Principali dati operativi e risultati economico-finanziari
I Trim.
II Trim.
1.741
4.116
Produzione di idrocarburi
mgl di boe/g
I Sem.
var %
1.712
1.616
1.726
1.638
var %
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
Utile operativo proforma adjusted ???
€ milioni
4.107
4.234
8.223
10.101
3.185
3.381
6.212
8.022
2.011
2.079
3.532
2.800
6.852
6.631
1.143
2.563
3.027
società consolidate
1.089
società partecipate rilevanti ???
Utile operativo proforma adjusted (per settore) ???
3.320
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
Enilive e Plenitude
Refining, Chimica e Power
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(102)
3.126
Utile netto ante imposte adjusted ???
3.418
3.673
6.544
8.654
1.582
Utile (perdita) netto adjusted ??????
1.519
1.935
3.101
4.842
1.211
Utile (perdita) netto ???
1.872
2.682
3.896
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ???
3.907
4.232
7.803
9.523
1.904
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.571
4.443
6.475
7.425
1.990
Investimenti organici ???
2.126
2.597
4.116
4.811
12.882
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
12.113
8.215
12.113
8.215
55.109
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
55.219
55.528
55.219
55.528
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure vedi pagine 18 e successive.
(b) Per le principali JV/collegate vedi “Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo” a pagina 24.
(c) Di competenza azionisti Eni.
(d) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
Highlight strategici e finanziari
I rilevanti progressi nell’esecuzione della strategia si sostanziano nel conseguimento di traguardi chiave. Eni ha realizzato
una crescita efficiente e una razionalizzazione del portafoglio, mantenendo la disciplina finanziaria.
La produzione di petrolio e gas è cresciuta del 6% rispetto al 2023 per effetto del continuo incremento dei volumi dei
nostri più rappresentativi progetti in Costa d’Avorio e Floating LNG in Congo e del maggior contributo della Libia, e grazie
alla completa integrazione di Neptune.
La nostra esplorazione leader nel settore continua a svolgere un ruolo chiave come evidenzia la recente scoperta nel
bacino di Sureste al largo del Messico. Stimiamo un volume prossimo a 1 mld di boe di nuove risorse che sono state
aggiunte nel primo semestre ‘24.
L’accordo con Ithaca Energy creerà un’aggregazione aziendale innovativa, combinando due portafogli di attività molto
complementari, costituendo un nuovo satellite, operatore leader nello UKCS, in grado di generare crescita e valore
sfruttando sinergie tecniche e finanziarie.
Inoltre, nell’ambito dell’obiettivo di miglioramento della qualità del portafoglio E&P e disinvestimento di attività marginali,
abbiamo definito l’accordo di dismissione delle attività in Alaska e stiamo perfezionando la vendita delle attività della
NAOC nell’onshore della Nigeria.
Abbiamo recentemente firmato un accordo di esclusiva con KKR per valorizzare il 20-25% di Enilive, con la previsione di
finalizzare l’operazione entro fine anno. La vendita prevede una valorizzazione della società compresa tra €11,5 mld e
€12,5 mld e, in modo simile all’operazione finalizzata nel primo trimestre da Plenitude, concorrerà a finanziare la crescita
e confermerà il valore che stiamo creando.
Enilive e Plenitude sono due business che godono di vantaggi competitivi nella transizione e che sono in grado di
generare elevata crescita e valore. Enilive ha più che raddoppiato le lavorazioni bio rispetto al 2023, mentre Plenitude ha
incrementato la capacità installata di generazione rinnovabile del 24% rispetto allo scorso semestre.
Siamo concentrati a rendere Eni più forte e ad accrescerne il valore strategico, mantenendo il nostro impegno a perseguire
una politica di remunerazione degli azionisti attrattiva e competitiva.
Oltre a rafforzare l’Azienda e a incrementarne il valore, Eni è impegnata ad attuare una politica di distribuzione che sia
attrattiva e competitiva. A maggio è stato avviato il programma 2024 di acquisto di azioni proprie dell’ammontare
previsto di €1,6 mld da eseguirsi entro aprile 2025. Al 19 luglio sono state acquistate circa 21 mln di azioni con un
esborso di €0,3 mld. Considerato l’avanzamento superiore alle nostre aspettative del piano di dismissioni, puntiamo ad
accelerare il ritmo degli acquisti rispetto alle assunzioni iniziali.
Risultati eccellenti nonostante andamenti contrastanti di mercato con migliori prezzi di realizzo del greggio, prezzi del gas
stabili, margini di raffinazione favorevoli anche se in riduzione su base sequenziale, e deboli margini nella chimica.
Nel secondo trimestre ’24 il Gruppo ha registrato eccellenti risultati con un utile operativo proforma adjusted di €4,1 mld
e un utile netto adjusted di €1,5 mld.
Nel secondo trimestre ’24 flusso di cassa adjusted prima delle variazioni del capitale circolante di €3,9 mld, grazie alla
robusta gestione industriale sostenuta dall’efficacia operativa, dalla crescita, dai nostri asset di valore e dalla disciplina
finanziaria.
E&P: utile operativo proforma adjusted di €3,5 mld nel secondo trimestre ’24, in aumento rispetto al trimestre di
confronto e su base sequenziale (+26% e +6% rispettivamente) sostenuto dalla crescita della produzione (+6%) a 1,71
mln di boe/g e dalle azioni di efficienza con effetti positivi sugli utili.
GGP: utile operativo proforma adjusted di €0,33 mld nel secondo trimestre ’24 grazie alle continue iniziative di
ottimizzazione di portafoglio sia gas che GNL.
Enilive: utile operativo proforma adjusted di €0,12 mld nel secondo trimestre ‘24, sostenuto dalle maggiori lavorazioni
bio e dal contributo della commercializzazione, in parte compensati dai minori margini di vendita dei biocarburanti.
Plenitude: utile operativo proforma adjusted di €0,15 mld +12% nel secondo trimestre ‘24, beneficiando della migliore
performance del business retail e dell’entrata a regime di nuova capacità installata da fonti rinnovabili e dei relativi
volumi prodotti.
Refining: utile operativo proforma adjusted di €0,1 mld nel secondo trimestre ‘24, in aumento rispetto al secondo
trimestre 2023, grazie ai favorevoli margini di raffinazione e tassi di utilizzo degli impianti invariati. Il business della
chimica di Versalis ha conseguito una perdita di €0,22 mld nel secondo trimestre ‘24 a causa di condizioni di mercato
particolarmente sfavorevoli.
Il secondo trimestre ’24 include un onere netto, dopo l’effetto fiscale, di circa €0,5 mld relativo a svalutazioni di attività
E&P dovute alla revisione delle priorità di spesa con diminuzione dell’impegno nelle future fasi di sviluppo di asset
marginali e focus sui progetti “core” in coerenza con la strategia, compensate dal provento relativo a un accordo con un
operatore italiano sulla condivisione dei costi ambientali, classificato negli special item.
Nel primo semestre 2024 il Gruppo ha generato un flusso di cassa da attività operativa adjusted di €7,8 mld, coprendo
i fabbisogni per investimenti di €4,1 mld. Il flusso di cassa organico “FCF” di €3,7 mld ha consentito di coprire la
remunerazione degli Azionisti di €2 mld e unitamente ai proventi da cessioni relativi principalmente a Plenitude e Saipem
per circa €1 mld hanno ridotto l’indebitamento a €12,1 mld, dopo l’elevato livello che si era accumulato nel primo
trimestre dell’anno per effetto dell’acquisizione di Neptune (€2,3 mld).
Da evidenziare il leverage tornato su di un andamento discendente a 0,22 al 30 giugno 2024.
Outlook 2024
Confermata la previsione annuale e l’incremento della capacità installata per Enilive e Plenitude; riviste al rialzo le previsioni
per E&P e GGP
Facendo leva sulla positiva performance operativa, in E&P la produzione annua di idrocarburi è prevista verso il limite
superiore dell’intervallo annunciato di 1,69 – 1,71 mln di boe/g assumendo una previsione di prezzo del Brent di 86 $/bbl.
GGP: la previsione di utile operativo proforma adjusted è rivista al rialzo a circa €1 mld.
Enilive e Plenitude:
– confermato l’EBITDA proforma adjusted di circa €1 mld per ciascun segmento, nonostante l’impatto negativo dello
scenario.
– capacità installata di energia rinnovabile confermata a 4 GW a fine 2024 (+30% rispetto all’anno precedente).
Miglioramento dei target finanziari e investimenti in linea con le previsioni
Risultati consolidati allo scenario Eni confermato del primo trimestre: la previsione di EBIT proforma adjusted è rivista
al rialzo a circa €15 mld; il flusso di cassa adjusted prima della variazione del circolante è atteso a oltre €14 mld.
Investimenti organici: come da previsione originaria attesi a circa €9 mld. Includendo una revisione al rialzo del
contributo del piano di disinvestimenti in corso, gli investimenti al netto degli incassi sono ottimizzati a un valore inferiore
a €6 mld.
Remunerazione degli Azionisti: acconto sul dividendo incrementato del 6% e velocizzato il piano di buyback 2024
Prossimo dividendo trimestrale: a seguito dell’approvazione da parte dell’ultima Assemblea degli Azionisti di un
dividendo di €1 per azione per l’esercizio 2024, che rappresenta un aumento del 6% rispetto al 2023, la prima rata
trimestrale del 2024 di €0,25 per azione sarà pagata il 25 settembre 2024 con data di stacco cedola il 23 settembre
2024, come deliberato ieri dal Consiglio di Amministrazione.
A seguito dell’autorizzazione dell’ultima Assemblea degli Azionisti per un nuovo piano di acquisti di azioni proprie fino a
€3,5 mld, il piano del management 2024 per un buy-back da €1,6 mld è confermato, ma si prevede un piano di riacquisto
più rapido rispetto alle assunzioni iniziali.
Inoltre, in linea con la nostra politica di distribuzione, considerato il minore livello atteso di debito netto alla luce dei
progressi nel piano di dismissioni, nel terzo trimestre saremo in grado di valutare l’ulteriore incremento fino al limite
massimo del 35% dell’intervallo di distribuzione del flusso di cassa operativo adjusted 1 di budget, che corrisponde a un
potenziale incremento del valore del buyback di €500 mln.
Progressi del piano di dismissioni migliori delle attese, consentendo il programma di riduzione del debito
Leverage dell’esercizio atteso ben al di sotto del 20%, rispetto all’iniziale previsione tra 20-25%. Su base proforma,
tenendo conto delle operazioni identificate ma non ancora completate, il leverage dell’esercizio potrebbe raggiungere
circa il 15%.
Piano di dismissioni di Gruppo: sta procedendo più rapidamente delle aspettative e con eccellente visibilità sulla
tempistica di realizzazione della maggior parte degli €8 mld di incassi netti previsti nel piano quadriennale.
Le prospettive e gli obiettivi sopra descritti sono dichiarazioni previsionali basate sulle informazioni ad oggi disponibili e sulle
valutazioni del management e sono soggette ai potenziali rischi e incertezze dello scenario e ad altri fattori (v. disclaimer a
pagina 17).
Su base adjusted, prima della variazione del capitale circolante.
Segmenti di business: risultati operativi e finanziari
Exploration & Production
Produzione e prezzi
I Trim.
83,24
1,086
1.741
54,16
74,53
Brent dated
Cambio medio EUR/USD
Produzione di idrocarburi
Petrolio
Gas naturale
Prezzi medi di realizzo ???
Petrolio
Gas naturale
$/barile
mgl di boe/g
mgl di barili/g
mln di metri cubi/g
$/boe
$/barile
$/mgl di metri cubi
II Trim.
84,94
1,077
1.712
57,03
77,25
78,39
1,089
1.616
53,15
69,72
var %
I Sem.
84,09
1,081
1.726
55,64
75,97
79,83
1,081
1.638
55,08
71,25
var %
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel secondo trimestre 2024 la produzione di idrocarburi è stata in media di 1,71 mln di boe/giorno in aumento del 6%
rispetto al secondo trimestre ’23 (1,73 mln di boe/giorno nel primo semestre, +5% rispetto al semestre 2023). La
produzione è stata sostenuta dall’acquisizione di Neptune (circa 120 mila boe/giorno), dalla progressiva regimazione
dei progetti Baleine in Costa d’Avorio e Coral in Mozambico, nonché dal maggior contributo dalla Libia. Questi aumenti
sono stati mitigati dalla minore produzione dovuta al declino dei campi maturi.
La produzione di petrolio è stata di 777 mila barili/giorno nel secondo trimestre 2024, in aumento del 3% rispetto al
secondo trimestre 2023 (787 mila barili/giorno su base semestrale, +2% rispetto al semestre precedente)
principalmente per effetto dell’acquisizione di Neptune e della crescita in Costa d’Avorio e Libia, in parte compensate
dal declino dei campi maturi.
La produzione di gas naturale è stata di 138 mln di metri cubi/giorno nel secondo trimestre 2024, in aumento del 9%
rispetto al secondo trimestre 2023 (139 mln di metri cubi/giorno nel semestre, +8%) principalmente per effetto
dell’acquisizione di Neptune, della crescita del progetto Coral Floating LNG e del maggior contributo della Libia, in parte
compensate dal declino dei campi maturi.
I prezzi di realizzo dei liquidi registrano un andamento sostanzialmente in linea con il benchmark. I prezzi di realizzo
del gas naturale riflettono la composizione del portafoglio di produzione, con circa il 35% indicizzato ai prezzi del Brent,
rispetto al 15% indicizzato ai prezzi degli hub europei. La restante quota di volumi di gas prodotti dalla E&P è venduta
a prezzi fissi.
Risultati
I Trim.
var %
I Sem.
var %
3.320
Utile operativo proforma adjusted
3.532
2.800
6.852
6.631
di cui: società partecipate rilevanti
1.885
1.748
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
1.345
1.824
Esclusione special items
Utile (perdita) operativo adjusted delle società
consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
1.294
2.639
2.077
2.884
2.342
1.278
1.024
1.320
2.115
2.219
2.328
2.480
1.130
1.565
II Trim.
(€ milioni)
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
Costi di ricerca esplorativa:
costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
radiazione di pozzi di insuccesso
Investimenti tecnici
3.564
4.544
1.403
4.967
4.883
5.364
5.418
2.408
2.564
2.885
3.899
Nel secondo trimestre ’24 il settore Exploration & Production ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €3.532
mln, in aumento del 26% rispetto al secondo trimestre ’23, beneficiando della crescita produttiva, delle azioni di
efficienza e dei maggiori prezzi di realizzo che riflettono la ripresa del prezzo del petrolio in dollari (marker Brent +8%
nel trimestre). Nel semestre ’24, l’utile operativo proforma adjusted di €6.852 mln, in aumento del 3% rispetto al
semestre ’23, beneficia degli stessi fenomeni evidenziati nel commento ai risultati del trimestre.
Nel secondo trimestre ’24, il settore ha registrato un utile netto adjusted di €1.278 mln, con un aumento di circa il 25%
rispetto al secondo trimestre ‘23 principalmente per la migliore gestione industriale e il maggior contributo dalle JV e
collegate. L’utile netto adjusted di €2.408 mln nel primo semestre 2024 evidenzia una riduzione del 6% rispetto al
semestre ’23.
Nel secondo trimestre e nel semestre ’24, il tax rate si attesta nell’intervallo 55%-56%, sostanzialmente invariato rispetto
al 2023 o in leggero aumento (su base semestrale per effetto dell’incremento dell’ante imposte generato in Paesi a più
elevata fiscalità). Il tax rate del 2024 del settore Exploration & Production riflette l’attuale mix geografico dei profitti con
l’incidenza relativamente più elevata dei paesi a maggiore fiscalità, e impatto limitato dello spread dei prezzi del gas
rispetto al Brent nell’attuale scenario, che potrebbe diluire il tax rate in caso di allargamento.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
Nel mese di maggio, Eni per la quinta volta è stata la società di esplorazione più apprezzata dalla ricerca annuale svolta
da Wood Mackenzie’s. La ricerca ha riconosciuto l’impegno e le scoperte finalizzate all’apertura di nuove frontiere
nonché all’individuazione di grandi volumi di risorse.
A giugno, in linea con la strategia di ottimizzazione delle attività upstream tramite un ribilanciamento del proprio
portafoglio e la dismissione di asset non strategici, è stato definito un accordo vincolante con Hilcorp, una delle maggiori
società private americane operanti in Alaska, per la vendita del 100% degli assets di Nikaitchuq e Oooguruk posseduti
da Eni in Alaska. Il closing dell’operazione è soggetto all’autorizzazione delle autorità competenti.
A luglio, annunciata una nuova scoperta con il pozzo esplorativo Yopaat-1 EXP, perforato nel Blocco 9 a circa 63 km
dalla costa, nelle acque medio-profonde della Conca Salina nel Bacino di Sureste, in Messico. Le stime preliminari
indicano un potenziale scoperto di circa 300-400 milioni di barili equivalenti (Mboe) di olio e gas associato in posto.
Questa scoperta apre rilevanti opportunità di sviluppo di un potenziale hub con 1,3 mld di boe di risorse in posto, incluse
le scoperte nei blocchi adiacenti 7/10.
Eni e l’upstreamer indipendente Ithaca Energy hanno definito un accordo di aggregazione aziendale avente a oggetto i
portafogli di asset dei due partner nella Piattaforma Continentale UK, caratterizzati da elevata complementarità,
costituendo un operatore leader in grado di generare crescita e valore sfruttando le sinergie finanziarie e tecniche. La
business combination proposta fa leva sulle nostre competenze acquisite nell’implementazione del distintivo modello
satellitare di Eni per adattarsi alle esigenze dei mercati dell’energia in evoluzione.
Global Gas & LNG Portfolio
Vendite
I Trim.
II Trim.
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/MWh
Spread PSV vs. TTF
Vendite di gas naturale
var %
I Sem.
var %
mld di metri cubi
Italia
12,64
12,83
Resto d’Europa
10,70
12,02
15,45
Mercati europei
Resto del Mondo
10,78
Totale vendite gas ???
11,15
24,83
25,99
Importatori in Italia
vendite di GNL
(a) Include vendite intercompany.
Nel secondo trimestre 2024, le vendite di gas naturale di 9,38 mld di metri cubi sono diminuite del 16% rispetto allo
stesso periodo del 2023, a causa delle minori vendite in Italia (-14%) in particolare presso l’hub e il settore industriale,
solo in parte compensate dai maggiori volumi commercializzati presso i grossisti. Nei mercati esteri i volumi di gas
sono in diminuzione del 15% come risultato delle minori vendite in Turchia e Benelux, bilanciate dai maggiori volumi
venduti in Germania. Nel primo semestre 2024, le vendite di gas naturale ammontano a 24,83 mld di metri cubi, in
riduzione del 4% rispetto al primo semestre 2023, a causa dei minori volumi commercializzati nei mercati europei (-8%
o 0,87 mld di metri cubi vs. primo semestre 2023) e in misura minore in Italia (la riduzione rispetto al periodo di
confronto è stata pari all’1%, -0,19 mld di metri cubi).
Risultati
I Trim.
(110)
II Trim.
(€ milioni)
Utile operativo proforma adjusted
di cui: società partecipate rilevanti
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società
consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
var %
I Sem.
var %
1.143
2.563
(572)
(682)
1.318
1.645
1.087
2.459
1.104
2.488
1.807
Nel secondo trimestre 2024 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di
€334 mln, includendo il margine operativo delle società all’equity, principalmente SeaCorridor. Rispetto all’analogo
periodo di confronto 2023, il risultato è inferiore a causa degli effetti one-off legati agli esiti delle negoziazioni/arbitrati
che hanno caratterizzato in modo particolare il secondo trimestre 2023. Nel primo semestre ’24, l’utile operativo
proforma adjusted di €659 mln, in riduzione del 74% rispetto al primo semestre ’23, è stato impattato da uno scenario
prezzi meno favorevole e dalla minore volatilità che ha ridotto le opportunità di trading e di ottimizzazione e dai minori
benefici one-off legati agli esiti delle negoziazioni/arbitrati.
Dal secondo trimestre 2024 l’utile operativo adjusted delle società controllate registra il beneficio di una diversa
classificazione della componente fiscale della tariffa di trasporto del gas dall’Algeria riscossa e versata dalla JV
SeaCorridor per conto del trasportatore; tali componenti fiscali, precedentemente classificate all’interno dei costi
operativi sono stati riallocati, per l’intero ammontare maturato da inizio anno, tra le imposte sul reddito.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
Enilive e Plenitude
Produzioni e vendite
I Trim.
II Trim.
Enilive
Lavorazioni bio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio ???
T otale vendite Enilive
Vendite rete
mln ton
di cui: Italia
Vendite retail e business energia elettrica a clienti fina
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
Produzione di energia da fonti rinnovabili
11,81
10,89
mln pdf
mld di metri
terawattora
gigawatt
terawattora
migliaia
Altre vendite
Vendite retail e business gas a clienti finali
var %
di cui: Italia
Quota mercato rete Italia
Plenitude
Clienti retail/business a fine periodo
I Sem.
Vendite extrarete ???
mgl ton
var %
Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo
(a) Ricalcolato sulla base della capacità effettiva dell’impianto.
(b) Coerentemente con la struttura organizzativa di business che gestisce l’attività, a partire dal 2024 nei volumi di vendita extrarete sono rappresentate anche le vendite tramite
bunkeraggi, le vendite a società petrolifere e alla chimica. I periodi di confronto sono stati opportunamente riesposti.
Enilive
• Nel secondo trimestre ‘24 i volumi di lavorazione bio pari a 328 mila tonnellate sono più che raddoppiati rispetto
all’analogo periodo del 2023 ed hanno beneficiato del contributo della bioraffineria di Chalmette e dei maggiori volumi
lavorati presso le bioraffinerie di Gela e di Venezia, trainati dalla maggiore disponibilità degli impianti. Nel primo semestre
’24 le lavorazioni bio sono in aumento di circa il 150% rispetto al semestre ’23, per gli stessi driver del trimestre.
• Le vendite rete ammontano a 1,90 milioni di tonnellate nel secondo trimestre ‘24, sostanzialmente stabili rispetto al
periodo di confronto: le maggiori vendite di benzine e HVO in Italia che riflettono l’incremento dei consumi, sono state
compensate dal calo delle vendite di gasolio. Le vendite nel Resto d’Europa sono sostanzialmente invariate. Nel primo
semestre ’24, le vendite rete ammontano a 3,68 milioni di tonnellate, con un leggero incremento rispetto al semestre di
confronto.
• Le vendite extrarete sono pari a 3,79 milioni di tonnellate nel secondo trimestre 2024, in aumento del 18% rispetto al
2023, a seguito delle maggiori vendite di jet fuel, principalmente in Italia. Positiva performance anche su base semestrale
con 6,96 milioni di tonnellate, in aumento del 16% rispetto al semestre di confronto.
Plenitude
Al 30 giugno 2024, i clienti retail/business ammontano a 10,1 mln (gas ed energia elettrica), in linea rispetto al 30 giugno
2023.
Le vendite retail e business di gas pari a 0,73 mld di metri cubi nel secondo trimestre ‘24, sono in calo del 16% rispetto
allo stesso periodo del 2023, principalmente a causa della riduzione della domanda di mercato. Nel primo semestre ’24
le vendite in calo del 13% ammontano a 3,29 miliardi di metri cubi, per effetto degli stessi driver commentati nel trend del
trimestre.
Le vendite retail e business di energia elettrica ai clienti finali pari a 4,14 TWh nel secondo trimestre 2024 sono
sostanzialmente in linea rispetto allo stesso periodo del 2023. Nel semestre ’24, le vendite di 8,78 TWh sono
sostanzialmente invariate rispetto al periodo di confronto.
Al 30 giugno 2024, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 3,1 GW, in aumento di circa 0,6 GW rispetto al 30
giugno 2023, principalmente grazie alle acquisizioni effettuate negli Stati Uniti e allo sviluppo organico dei progetti in
Italia, Spagna, Kazakhstan e Regno Unito.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 1,2 TWh nel secondo trimestre 2024, in aumento del
23% rispetto al secondo trimestre 2023 (2,3 TWh nel semestre ’24, in aumento del 18% rispetto al semestre ’23),
principalmente grazie al positivo contributo degli asset in operation acquisiti e allo start-up dei progetti organici, in parte
compensato dai fenomeni naturali avversi in Texas.
I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 30 giugno 2024 sono pari a 20,4 migliaia di unità, in aumento del 23%
rispetto alle 16,6 migliaia di unità al 30 giugno 2023.
Risultati
I Trim.
(164)
II Trim.
(€ milioni)
EBITDA proforma adjusted
Enilive
Plenitude
Utile operativo proforma adjusted
Enilive
di cui: società partecipate rilevanti
Plenitude
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società
consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
var %
I Sem.
var %
1.059
(255)
1.130
(419)
Nel secondo trimestre ’24, il business Enilive ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €120 mln, in calo del
41% rispetto allo stesso periodo del 2023, come conseguenza del deterioramento dei margini dei biocarburanti. Nella
bioraffinazione, la produzione raddoppiata grazie alla capacità addizionale e all’incremento dei tassi di utilizzo, e la
massimizzazione del pretrattamento dei feedstock complessi, hanno più che compensato la pressione sui margini
dovuta alla dinamica dei prezzi spot dell’HVO nell’Unione Europea e al calo dei prezzi RIN in Nord America. I solidi risultati
del marketing hanno beneficiato della crescita della domanda, in particolare nell’extrarete (jet fuel e gasolio) e della
valorizzazione della domanda captive (nel primo semestre ’24 Enilive ha riportato un utile operativo proforma adjusted
di €298 mln che si confronta con €340 mln del primo semestre ’23).
Il business ha conseguito un Ebitda proforma adjusted pari a €200 mln, in riduzione del 25% rispetto al secondo
trimestre ‘23 (€265 mln) confermando la previsione annua di circa €1 mld. Enilive è ben posizionata per capitalizzare
l’aumento atteso della domanda nella seconda metà del 2024, sostenuta da nuovi obblighi normativi nei Paesi Bassi e
dal l’impatto del Regolamento Europeo anti-dumping recentemente emanato, nonché dalla più stringente policy in
California (nel primo semestre ’24 l’Ebitda proforma adjusted è stato di €450 mln, rispetto ai €462 mln del primo
semestre ‘23).
Nel secondo trimestre ‘24 Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €149 mln, in aumento del
12% rispetto al secondo trimestre 2023, grazie ai maggiori margini retail, sostenuti dalla minore volatilità dello scenario
delle commodity, e dal miglioramento della performance nei mercati retail internazionali, nonché l’entrata in esercizio di
capacità rinnovabile e i relativi volumi (nel primo semestre ’24 l’utile operativo proforma adjusted ammonta a €391 mln,
in aumento del 48% rispetto al periodo di confronto pari a €265 mln).
Il business ha conseguito un Ebitda proforma adjusted pari a €263 mln, in aumento dell’11% rispetto a €236 mln del
secondo trimestre ’23. Nel primo semestre ’24, €609 mln, in crescita del 30% rispetto al periodo di confronto (€469 mln).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
L’indebitamento finanziario netto di Plenitude, consolidato nei risultati Eni, è pari a €1,9 mld (€2,4 mld al 31 dicembre ‘23).
Sviluppi strategici
A giugno, Enilive Iberia ha finalizzato l’acquisizione del 100% delle azioni di Atenoil, società che opera nel settore delle
stazioni di servizio. L’operazione, che ha ottenuto l’autorizzazione delle autorità competenti, riguarda 21 punti vendita
nelle regioni di Madrid, Andalusia e Castiglia-La Mancia.
A giugno, Plenitude ha firmato con MERKUR una partnership strategica per l’installazione e la gestione di innovative
stazioni di ricarica per veicoli elettrici presso i centri commerciali MERKUR sul territorio sloveno. L’accordo prevede
l’installazione, la costruzione e la gestione di 62 punti di ricarica fast e ultrafast tecnologicamente avanzati in tutto il
Paese. Le prime stazioni di ricarica Plenitude saranno disponibili presso 24 centri MERKUR già alla fine del 2024 e l’intero
progetto sarà completato entro l’inizio del 2026.
A giugno, Plenitude ha inaugurato nella città di Cuenca (Spagna), l’impianto solare Villanueva II, con una capacità
installata di 50 MW ed è collegato alla rete di trasmissione nazionale. L’impianto, composto da oltre 76.000 moduli
fotovoltaici, produrrà oltre 100 GWh/anno di energia elettrica, equivalente al fabbisogno energetico di oltre 30.000
famiglie.
Refining, Chimica e Power
Produzioni e vendite
I Trim.
II Trim.
var %
I Sem.
var %
Refining
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
$/barile
mln ton
12,20
13,40
10,34
mln ton
Chimica
Vendite prodotti chimici
Tasso utilizzo impianti
Power
Produzione termoelettrica
(a) Dal 1° gennaio 2024 il margine indicatore è calcolato con una metodologia aggiornata che riflette il nuovo assetto industriale, legato essenzialmente alla trasformazione del sito di Livorno e
alle azioni di ottimizzazioni delle utilities, nonché le dinamiche evolutive del mercato dei greggi, incorporando una selezione sia ad alto che a basso tenore di zolfo.
Refining
Nel secondo trimestre 2024 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in media
a 6,4 $/barile, rispetto a 5,5 $/barile del secondo trimestre 2023, dovuto ai maggiori crack spread dei prodotti,
principalmente diesel e nafta (7,6 $/barile nel primo semestre 2024, in riduzione rispetto a 8,2 $/barile nel primo semestre
2023, principalmente per effetto del trend registrato nel primo trimestre 2024).
Nel secondo trimestre 2024 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 3,09 mln di tonnellate,
sono in riduzione del 24% rispetto al secondo trimestre 2023 per effetto dei minori volumi lavorati presso la raffineria di
Livorno a seguito del nuovo assetto industriale e presso le altre raffinerie per fermate programmate. Nel resto del mondo,
le lavorazioni sono in aumento del 5% rispetto al trimestre 2023, per maggiori volumi lavorati in Germania. Nel primo
semestre 2024, le lavorazioni evidenziano un calo principalmente in Italia (-14%) per la sopracitata fermata della raffineria
di Livorno.
Chimica
Le vendite di prodotti chimici di 0,76 mln di tonnellate nel secondo trimestre 2024 sono in riduzione del 7% rispetto al
periodo di confronto. Nel primo semestre ’24 le vendite sono pari a 1,62 mln di tonnellate.
Nel secondo trimestre 2024 il margine del cracker è in calo rispetto allo stesso periodo del 2023. Anche i margini sul
polietilene e sugli stirenici hanno riportato una riduzione, a seguito dei ridotti prezzi delle commodity e delle dinamiche
competitive.
Power
La produzione termoelettrica è stata pari a 4,18 TWh nel secondo trimestre 2024, in riduzione del 18% rispetto al periodo
di confronto, a causa dello scenario negativo (9,23 TWh nel primo semestre 24, in riduzione dell’11% a causa degli stessi
driver del trimestre).
Risultati
I Trim.
(168)
(262)
II Trim.
(102)
(222)
(152)
(458)
(€ milioni)
Utile operativo proforma adjusted
Refining
di cui: società partecipate rilevanti
Chimica
Power
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società
consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
var %
I Sem.
(390)
(179)
(838)
(230)
var %
(155)
(183)
(117)
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
Nel secondo trimestre 2024, il business Refining ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €98 mln, in
significativo aumento rispetto al secondo trimestre 2023 a causa dei più elevati margini di raffinazione. Il risultato include
il contributo di ADNOC R&GT. Nel primo semestre 2024, il business ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di
€282 mln, in leggero calo rispetto al periodo di confronto per effetto dei margini di raffinazione più deboli e delle minori
lavorazioni.
Nel secondo trimestre 2024, il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma
adjusted pari a €222 mln, in aumento rispetto alla perdita del secondo trimestre 2023. 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 in un
contesto di eccesso di offerta. Nel primo semestre 2024, la perdita proforma adjusted di €390 mln, quasi raddoppiata
rispetto alla perdita di €179 mln nel primo semestre 2023) riflette condizioni di mercato eccezionalmente avverse.
Nel secondo trimestre 2024, il business Power di produzione di energia elettrica da impianti a gas ha riportato l’utile
operativo proforma adjusted di €22 mln, in riduzione del 31% rispetto al secondo trimestre 2023, a causa della riduzione
dello scenario prezzi dell’energia e al calo della domanda da parte del Transmission Operator System (TSO) nell’ambito
del mercato dei servizi ancillari. Nel primo semestre 2024, l’utile operativo proforma adjusted di €50 mln, evidenzia una
riduzione di €36 mln rispetto al primo semestre 2023.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
A giugno, Versalis e Crocco (SpA SB), azienda d’avanguardia nel settore dell’imballaggio flessibile hanno avviato una
collaborazione finalizzata alla produzione di film per imballaggio alimentare realizzato con materia prima in parte
proveniente dal riciclo di plastiche post-consumo, con l’obiettivo di una produzione in serie destinata al mercato della
grande distribuzione.
A luglio, nell’ambito dei progetti di economia circolare, Versalis e Forever Plast hanno lanciato REFENCE™, un’innovativa
gamma di polimeri da riciclo per imballaggi a contatto con gli alimenti. I nuovi prodotti, sviluppati grazie alla nuova
tecnologia NEWER™, andranno ad arricchire il portafoglio Versalis Revive® da riciclo meccanico.
Risultati di Gruppo
I Trim.
22.936
2.670
II Trim.
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
Utile (perdita) operativo
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
var %
I Sem.
var %
21.715
19.591
44.651
46.776
1.581
1.762
4.251
4.275
Esclusione special item ???
1.554
1.367
1.967
3.138
3.027
Utile (perdita) operativo adjusted
3.185
3.381
6.212
8.022
1.089
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti
2.011
2.079
4.116
Utile operativo proforma adjusted
4.107
4.234
8.223
10.101
3.532
2.800
6.852
6.631
1.143
2.563
Enilive e Plenitude
Refining, Chimica e Power
(102)
3.320
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
Corporate,
) altre
p attività ed
j elisioni di consolidamento
3.126
Utile (perdita) ante imposte adjusted
3.418
3.673
6.544
8.654
1.598
Utile (perdita) netto adjusted
1.539
1.955
3.137
4.881
1.237
Utile (perdita) netto
1.932
2.721
1.211
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
1.872
2.682
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ???
1.582
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.460
1.519
1.935
1.233
1.724
3.101
4.842
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel secondo trimestre 2024, il Gruppo ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €4.107 mln, sostanzialmente
in linea nonostante lo sfavorevole confronto con il 2023 del settore GGP che allora registrò un significativo risultato
dovuto alle condizioni di mercato particolarmente favorevoli e a proventi una tantum da rinegoziazioni contrattuali,
nonché l’ulteriore fase di declino del ciclo della chimica in Europa. La normalizzazione del risultato di GGP (in calo di circa
€800 mln) e la riduzione dei margini di Versalis (con le perdite in aumento di circa €150 mln) sono stati compensati dal
miglioramento della performance di E&P (in aumento del 26% o di circa €700 mln) grazie all’incremento della produzione
(+6%) e ai migliori prezzi di realizzo dell’olio, nonché dall’incremento dei risultati del business della raffinazione (+€70
mln). Nel primo semestre 2024, l’utile operativo proforma adjusted del Gruppo di €8.223 mln, in calo del 19% rispetto al
primo semestre 2023, per effetto degli stessi trend evidenziati nel commento ai risultati del trimestre.
Nel secondo trimestre 2024, l’utile ante imposte adjusted di €3.418 mln, in riduzione di €255 mln (-7%) rispetto al
trimestre di confronto, riflette l’incremento degli oneri finanziari per effetto dei minori interessi maturati sui depositi di
liquidità.
Nel secondo trimestre 2024, l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €1.519 mln ha registrato un calo
del 21% rispetto al secondo trimestre 2023. Rispetto alla più contenuta riduzione del 7% conseguita a livello di utile ante
imposte, la riduzione dell’utile netto adjusted è stata condizionata dall’incremento del tax rate adjusted di gruppo che si
è attestato al 55% (rispetto al 47% del trimestre di confronto) per effetto della maggiore incidenza sul risultato ante
imposte consolidato dei paesi esteri in cui opera l’upstream caratterizzati da tax rate significativi, con corrispondente
minore contribuzione fiscale degli altri settori operanti in giurisdizioni OCSE con tax rate più contenuti.
Gli special item del secondo trimestre 2024 di €821 mln comprendono oneri non monetari relativi a svalutazioni di asset
del settore E&P per €950 mln, al netto del relativo effetto fiscale, nell’ambito di un’analisi del portafoglio con revisione
delle priorità di spesa diminuendo l’impegno nelle future fasi di sviluppo di asset marginali e maggiore focus sui progetti
“core” in coerenza con la strategia, in parte mitigate dal provento relativo a un accordo di ripartizione su basi paritetiche
degli oneri ambientali con un operatore italiano.
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
II Trim.
I Trim.
1.237
I Sem.
var. ass.
var. ass.
1.932
2.721
(789)
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
2.991
1.990
1.001
4.899
3.161
1.738
– plusvalenze nette su cessioni di attività
(165)
(155)
(184)
(418)
– dividendi, interessi e imposte
1.456
1.769
(313)
3.165
3.071
1.587
(760)
(1.038)
1.294
(2.332)
(236)
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.908
1.709
(1.865)
Variazione del capitale di esercizio
Dividendi incassati da partecipate
(1.336)
(288)
1.904
Imposte pagate
Interessi (pagati) incassati
Flusso di cassa netto da attività operativa
(1.931)
Investimenti tecnici
(1.761)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
(1.479)
(234)
1.104
1.340
(1.483)
(1.849)
(2.819)
(3.389)
(296)
(138)
(158)
(584)
(355)
(229)
(950)
4.571
4.443
6.475
7.425
(2.021)
(2.557)
(3.952)
(4.676)
(547)
(1.165)
(2.308)
(1.810)
(498)
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni
Altre variazioni relative all’attività di investimento
(544)
(251)
2.369
1.276
1.093
1.727
(837)
(120)
(786)
1.567
(1.239)
1.444
1.428
Free cash flow
(131)
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
1.116
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(309)
Rimborso di passività per beni in leasing
(362)
(228)
(134)
(671)
(475)
(196)
(578)
Flusso di cassa del capitale proprio
(908)
(1.227)
(1.486)
(2.008)
(1.404)
3.896
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
1.419
1.271
1.236
(1.221)
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
3.907
4.232
(325)
7.803
9.523
(1.720)
II Trim.
I Trim.
(1.479)
(€ milioni)
Free cash flow
(309)
Rimborso di passività per beni in leasing
(787)
Debiti e crediti finanziari società acquisite
I Sem.
var. ass.
var. ass.
2.369
1.276
1.093
1.727
(837)
(362)
(228)
(134)
(671)
(475)
(196)
(478)
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
(478)
(147)
(130)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni ???
(591)
(192)
(399)
(721)
(199)
(522)
(578)
Flusso di cassa del capitale proprio
(1.486)
(2.008)
(3.322)
(387)
(3.400)
(908)
(1.227)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
(419)
1.188
(2.553)
(1.189)
Rimborsi lease liability
(289)
(116)
(173)
(676)
(250)
(426)
(307)
1.149
(2.558)
(964)
(1.594)
Accensioni del periodo e altre variazioni
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(1.364)
(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 (€784 milioni e
€104 milioni nel secondo trimestre 2024 e 2023, rispettivamente, €1.056 milioni e €189 milioni nel primo semestre 2024 e nel primo semestre 2023, rispettivamente, e €272 milioni nel primo trimestre 2024).
Il flusso di cassa netto da attività operativa del primo semestre 2024 pari a €6.475 mln, include €1.104 mln di dividendi
distribuiti dalle partecipate, principalmente da Azule Energy, Vår Energi e ADNOC R&GT. L’assorbimento di cassa del capitale
circolante è migliorato nel secondo trimestre grazie all’incasso di parte delle vendite gas registrate nel primo trimestre,
riducendo il contributo negativo nel semestre a circa €1 mld dovuto principalmente al rallentamento nel ritmo degli incassi
del settore E&P sia dei fatturati sia nel recupero degli investimenti dai partner.
Il flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo si ridetermina in €7.803 mln nel primo semestre
2024, 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.
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:
I Trim.
(€ milioni)
II Trim.
2023 var. ass.
I Sem.
2023 var. ass.
1.904
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.571
4.443
6.475
7.425
(950)
1.865
Variazione del capitale di esercizio
(827)
(1.587)
1.038
(1.294)
2.332
Esclusione derivati su commodity
1.384
(797)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(202)
(615)
4.171
3.245
8.094
8.124
(264)
(1.251)
(291)
1.399
(1.690)
3.907
4.232
(325)
7.803
9.523
(1.720)
3.923
3.896
Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo
(Proventi) oneri straordinari
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo
adjusted
I capex organici di €4,1 mld nel primo semestre 2024 registrano una riduzione del 14% rispetto al periodo di confronto 2023.
Al netto di tali capex organici, il flusso di cassa discrezionale ante variazione circolante si ridetermina in €3,7 mld.
Le acquisizioni al netto dei disinvestimenti ammontano a circa €1,6 mld, riferite principalmente a Neptune Energy (€2,3 mld,
incluso il debito netto acquisito), ad asset del business rinnovabili di Plenitude, all’acquisizione della rete di stazioni di servizio
in Spagna, in parte compensate dalla vendita del 10% della quota di partecipazione di Eni in Saipem, dalla cessione a Perenco
delle licenze di produzione in Congo, nonché dal contributo di capitale a Plenitude di €0,6 mld grazie alla finalizzazione
dell’accordo con il fondo EIP, che ha acquisito una partecipazione di minoranza pari al 7,6%.
L’incremento dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €2,6 mld è dovuto al flusso di cassa netto da attività operativa
adjusted di €7,8 mld, agli investimenti di €4,1 mld, ai fabbisogni di circolante (circa €1,0 mld), al pagamento dei dividendi agli
azionisti Eni e all’acquisto di azioni proprie di €2 mld (€0,57 mld di acquisto azioni e €1,47 mld di pagamento dividendi relativi
alla terza e quarta tranche del dividendo 2023), all’effetto netto di acquisizioni/disinvestimenti (€1,6 mld), nonché al
pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€0,8 mld) e ad altre variazioni (€0,6 mld).
Stato patrimoniale riclassificato
1 gen. 2024
30 Giu. 2024
Immobili, impianti e macchinari
56.299
58.069
1.770
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.834
4.875
Attività immateriali
6.379
6.475
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.576
1.587
13.886
14.547
(€ milioni)
Var. ass.
Capitale immobilizzato
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
1.054
(2.031)
(2.260)
(229)
81.939
84.347
2.408
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
6.679
13.184
11.747
(1.437)
(14.231)
(12.663)
1.568
(2.112)
(3.562)
(1.450)
(15.533)
(15.509)
(892)
1.084
(13.398)
(13.116)
(748)
(754)
2.196
1.449
68.540
72.673
4.133
53.184
54.358
1.174
53.644
55.219
1.575
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
9.560
12.113
2.553
Passività per beni leasing
5.336
5.341
– di cui working interest Eni
4.856
4.846
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
14.896
17.454
2.558
COPERTURE
68.540
72.673
4.133
CAPITALE INVESTITO NETTO
Patrimonio netto degli azionisti Eni
Interessenze di terzi
Patrimonio netto
– di cui working interest follower
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Gearing
Al 30 giugno 2024 il capitale immobilizzato (€84,3 mld) è aumentato di €2,4 mld rispetto al 1° gennaio 2024 per effetto degli
investimenti, dell’acquisizione del Gruppo Neptune Energy, dell’effetto positivo delle differenze cambio (al 30 giugno 2024,
cambio puntuale EUR/USD pari a 1,071 rispetto al cambio di 1,105 al 31 dicembre 2023, -3,1%) che hanno incrementato il
book value delle attività denominate in dollari, al netto degli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni di periodo.
Il patrimonio netto (€55,2 mld) si incrementa di €1,6 mld rispetto al 1° gennaio 2024 per effetto dell’utile netto del periodo
(€1,9 mld) e delle differenze positive di cambio (circa €1,7 mld) che riflettono l’apprezzamento del dollaro rispetto all’euro.
Tali fenomeni sono stati in parte compensati dall’effetto dei dividendi distribuiti agli azionisti e dal riacquisto di azioni proprie
(€2 mld).
L’indebitamento finanziario netto 2 ante lease liability al 30 giugno 2024 è pari a €12,1 mld, in aumento di circa €2,6 mld
rispetto al 1° gennaio 2024.
Il leverage 3 – rapporto tra indebitamento finanziario netto ante lease liabilities e patrimonio netto – si attesta a 0,22 al 30
giugno 2024.
Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 27.
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. 18 e seguenti del presente comunicato stampa.
Special item
Gli special item dell’utile operativo (al lordo del relativo effetto fiscale) sono rappresentati da oneri netti di €1.967 mln e
€1.554 mln rispettivamente nel primo semestre e nel secondo trimestre 2024, con il seguente breakdown per settore:
E&P: oneri netti di €1.403 mln nel primo semestre 2024 (oneri netti di €1.294 mln nel secondo trimestre 2024) relativi
principalmente a proprietà in Alaska disponibili per la vendita il cui valore è stato allineato al fair value e ad un asset
petrolifero in Congo a seguito della revisione del profilo delle riserve, nell’ambito di un’analisi del portafoglio con revisione
delle priorità di spesa diminuendo l’impegno nelle future fasi di sviluppo di asset marginali e maggiore focus sui progetti
“core” in coerenza con la strategia.
GGP: oneri netti di €1.318 mln nel primo semestre 2024 (oneri netti di €915 mln nel secondo trimestre 2024) 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 €1.028 mln e €643 mln nel primo
semestre e nel secondo trimestre 2024, rispettivamente) 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 €58 mln e €85 mln nel primo semestre e secondo trimestre 2024, rispettivamente).
Enilive e Plenitude: proventi netti per €431 mln (proventi netti di €249 mln nel secondo trimestre 2024) relativi
principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting.
Refining, Chimica e Power: oneri netti di €47 mln (proventi netti di €35 mln nel secondo trimestre 2024) relativi
principalmente al write-off degli investimenti di mantenimento e asset integrity relativi a CGU con flussi di cassa attesi
negativi, principalmente nei business Refining e Chimica (€168 mln e €123 mln nei due reporting period, rispettivamente)
e altri oneri che sono stati compensati da un provento di €184 mln relativo ad un accordo per la ripartizione dei costi
ambientali con un altro operatore, come dettagliato di seguito.
Corporate e altre attività: provento netto di circa €370 mln nei due reporting period relativo principalmente all’accordo
con un operatore italiano per la ripartizione su base paritaria dei costi ambientali sostenuti presso alcuni siti italiani,
gestiti congiuntamente a fine anni Ottanta e inizi anni Novanta dai due partner e presso i quali successivamente sono
state condotte attività di bonifica e stanziati dei fondi interamente da parte Eni.
Gli altri special item del secondo trimestre 2024 includono il provento di €0,2 mld relativo alla vendita della quota del 10%
della partecipazione di Eni in Saipem.
Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al secondo trimestre e al primo semestre 2024 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 secondo trimestre e primo semestre 2024 e ai relativi comparative period (secondo trimestre e primo semestre 2023 e primo
trimestre 2024). I flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30
giugno 2024 e al 31 dicembre 2023. 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 secondo
trimestre 2024 e del primo semestre 2024 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2023 alla quale si rinvia. La
relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2024 redatta ai sensi dell’art. 154-ter del TUF soggetta a limited review sarà pubblicata nella
prima settimana d’agosto.
Dal 1° gennaio 2024, il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin – SERM) è stato calcolato con una metodologia aggiornata
che riflette il nuovo assetto industriale un assetto industriale, legato essenzialmente alla trasformazione del sito di Livorno e alle azioni di
ottimizzazioni delle utilities, nonché le dinamiche evolutive del mercato dei greggi, incorporando una selezione sia ad alto che a basso tenore di zolfo.
I valori riesposti del SERM per i trimestri 2023 e la guidance per il 2024 sono riportati nella tabella seguente.
I trimestre
($/bbl)
II trimestre
III trimestre
Previsione anno 2024*
IV trimestre
Metodologia
precedente
Metodologia
aggiornata
Metodologia
precedente
Metodologia
aggiornata
Metodologia
precedente
Metodologia
aggiornata
Metodologia
precedente
Metodologia
aggiornata
Metodologia
precedente
Metodologia
aggiornata
Standard Eni Refining
Margin (SERM)
(*) Fornita in occasione del Capital Market Update dello scorso marzo.
Criteri di redazione
Dal 1° gennaio 2024, la segment information Eni esaminata dalla Direzione presenta la seguente articolazione:
Exploration&Production “E&P”;
Global Gas & Lng Portfolio “GGP”;
Enilive e Plenitude;
Raffinazione, chimica gestita da Versalis e Power (produzione di energia elettrica da centrali turbogas);
Corporate, società finanziarie, società di supporto al business, attività CCS e business agri.
L’aggregazione di Enilive (bioraffinazione e vendita retail di prodotti per la mobilità sostenibile) e Plenitude (vendita retail di commodity energetiche e
servizi a valore aggiunto, produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e gestione rete di colonnine di ricarica per EV) in un unico reporting
segment è motivata dal fatto che i due business “exhibit similar economic characteristics”, hanno un’attività retail prevalente (“customer-facing
segments”) con ampie opportunità di cross-selling, dal comune disegno strategico di decarbonizzare le emissioni di CO2 dei clienti e dall’appetibilità
da parte di capitali dedicati.
L’attività Power considerata la minore significatività in proporzione alle principali grandezze economiche e patrimoniali di Gruppo è stata aggregata
con i settori operativi con i quali presenta le maggiori comunanze industriali.
Di seguito è riportata la nuova segment information relativa all’utile operativo adjusted per i periodi comparativi 2023:
I trimestre
III trimestre
II trimestre
IV trimestre
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Utile (perdita) operativo adjusted
4.641
4.641
3.381
3.381
3.014
3.014
2.769
2.769
di cui: E&P
2.806
2.806
2.077
2.077
2.620
2.620
2.431
2.431
1.372
1.372
1.087
1.087
(€ milioni)
Enilive, Refining e Chimica
– Enilive
– Refining
– Chimica
(109)
(198)
(237)
Plenitude & Power
– Plenitude
– Power
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
(163)
(109)
(198)
(237)
Refining, Chimica e Power
– Refining
– Chimica
– Power
Corporate ed altre attività
Effetto eliminazione utili interni
(151)
(151)
(107)
(107)
(165)
(165)
(228)
(228)
(172)
(172)
(135)
(135)
Ai fini del reporting statutory IFRS, Enilive e Plenitude sono presentati come due distinti reportable segment.
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.
Contatti societari
Sito internet: http://www.eni.com
Società per Azioni, Rome, Piazzale Enrico Mattei, 1
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2024 (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.
Utile operativo proforma adjusted
In relazione al crescente contributo delle JV/associates ed anche in connessione con il modello satellitare Eni, è stata definita la misura di risultato “utile
operativo proforma adjusted” che integra la quota Eni dei loro margini operativi.
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 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
Enilive e Plenitude
Refining, Chimica e
Power
Corporate e Altre
attività
1.345
(572)
(152)
1.297
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
1.294
2.639
3.532
(499)
2.884
(1.606)
(175)
1.278
(134)
(257)
(249)
(102)
143,0
(155)
(102)
(117)
GRUPPO
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
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 delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
II Trimestre 2024
Effetto
eliminazione utili
interni
(€ milioni)
1.581
(385)
(371)
(517)
1.435
1.554
3.185
4.107
(104)
(119)
(466)
3.418
(1.879)
1.539
1.519
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.519
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
(458)
(303)
GRUPPO
Effetto
eliminazione utili
interni
Corporate e Altre
attività
1.824
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Refining, Chimica e
Power
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
II Trimestre 2023
Enilive e Plenitude
(€ milioni)
1.762
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
2.077
1.087
(107)
1.367
3.381
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
2.800
1.143
(107)
4.234
(430)
2.342
1.104
(143)
(1.318)
(296)
(105)
217,0
1.024
(123)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(473)
3.673
(1.718)
1.955
1.935
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.460
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.935
(€ milioni)
1.130
(230)
GRUPPO
Refining, Chimica e
Power
(682)
Effetto
eliminazione utili
interni
Enilive e Plenitude
3.564
Corporate e Altre
attività
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Exploration &
Production
I semestre 2024
4.251
(111)
(385)
(490)
1.315
1.503
Esclusione special item:
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
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 delle società consolidate (a)
1.028
(440)
1.403
4.967
1.318
(431)
(183)
(370)
(111)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
1.885
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
6.852
(157)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
1.967
6.212
2.011
(111)
(114)
8.223
(316)
(207)
(243)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
(1.124)
5.364
(225)
(1.120)
6.544
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
(2.956)
(270)
(219)
2.408
(186)
(3.407)
3.137
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.101
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
1.872
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.233
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.101
(€ milioni)
(838)
GRUPPO
Refining, Chimica e
Power
Effetto
eliminazione utili
interni
Enilive e Plenitude
4.544
Corporate e Altre
attività
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
Exploration &
Production
I semestre 2023
(461)
4.275
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 delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
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
1.384
(258)
4.883
1.748
6.631
(1.116)
5.418
(2.854)
1.645
2.459
2.563
2.488
(681)
2.564
1.807
(180)
401,0
(258)
(121)
(379)
(289)
1.000
3.138
8.022
2.079
10.101
(208)
(1.200)
8.654
(3.773)
4.881
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
4.842
2.682
1.724
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.842
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Effetto
eliminazione utili
interni
GRUPPO
Corporate e Altre
attività
Enilive e Plenitude
(110)
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
(262)
2.219
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
I trimestre 2024
Refining, Chimica e
Power
(€ milioni)
(140)
2.670
(139)
3.027
4.116
(183)
2.328
(182)
3.320
(139)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
(117)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
(625)
2.480
(1.350)
(117)
(225)
3.126
(1.528)
1.130
(160)
1.598
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
1.089
(212)
(124)
(654)
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
1.582
1.211
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.582
Analisi degli special item
I Trim.
II Trim.
(€ milioni)
I Sem.
Oneri ambientali (recupero costi da terzi)
(517)
(490)
Svalutazioni (riprese di valore) nette
1.435
1.503
Plusvalenze nette su cessione di asset
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
1.384
1.000
Derivati su commodity
Differenze e derivati su cambi
Altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.554
1.367
1.967
3.138
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
(117)
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
(104)
Oneri (proventi) su partecipazioni
(171)
(707)
di cui:
– plusvalenza SeaCorridor
– plusvalenza vendita quota 10% in Saipem
(166)
Imposte sul reddito
Totale special item dell’utile (perdita) netto
(489)
1.460
(544)
1.209
(683)
1.724
1.460
1.233
1.724
(824)
(166)
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo
I Trim.
II Trim.
2.328
3.320
(€ 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
I Sem.
var %
var %
2.639
2.077
4.967
4.883
1.885
1.748
3.532
2.800
6.852
6.631
1.087
2.459
1.143
2.563
Utile operativo proforma adjusted GGP
Utile operativo adjusted Enilive e Plenitude
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted Enilive e Plenitude
(155)
(183)
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
(139)
4.116
Utile operativo adjusted Refining, Chimica e Power
Utile operativo proforma adjusted Refining, Chimica e Power
(102)
Utile operativo adjusted altri settori
(107)
(111)
(258)
Effetto eliminazione utili interni
4.107
4.234
8.223
10.101
Utile operativo proforma adjusted di Gruppo???
(a) Le principali partecipazioni rilevanti sono Vår Energi, Azule Energy, Mozambique Rovuma Venture, Neptune Algeria, SeaCorridor, Adnoc R&GT e St. Bernard Renewables Llc.
Riconciliazione GAAP vs Non-GAAP del conto economico
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
1.481
3.185
Utile operativo
4.251
1.863
6.212
(102)
(189)
Proventi/oneri finanziari
(318)
(104)
(435)
(171)
1.581
Special
items
Risultati
reported
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Profit on
stock
I Sem.
Riclassifica
oneri
finanziari
II Trimestre
(€ milioni)
(1.377)
(489)
(1.879)
1.539
1.519
Proventi/oneri da partecipazioni
Imposte sul reddito
(2.865)
(544)
(3.407)
Utile netto
1.932
1.209
3.137
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
(144)
3.101
(1.718)
1.460
1.955
1.460
I Sem.
Risultati
adjusted
Utile operativo
4.275
3.108
8.022
Proventi/oneri finanziari
(243)
(267)
Proventi/oneri da partecipazioni
1.606
(707)
Risultati
reported
(€ milioni)
(1.743)
1.233
Riclassifica
oneri
finanziari
1.872
Special
items
Profit on
stock
Riclassifica
oneri
finanziari
(119)
Special
items
1.338
3.381
Profit on
stock
Risultati
adjusted
1.762
II Trimestre
Risultati
reported
Risultati
reported
1.935
Imposte sul reddito
(2.917)
(173)
(683)
(3.773)
Utile netto
2.721
1.724
4.881
1.724
4.842
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
2.682
Risultati
reported
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
I Trim.
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Utile operativo
2.670
3.027
Proventi/oneri finanziari
(216)
(246)
(€ milioni)
Proventi/oneri da partecipazioni
Imposte sul reddito
(1.488)
(1.528)
Utile netto
1.237
1.598
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
1.211
1.582
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
II Trim.
I Trim.
(€ milioni)
I Sem.
var %
var %
5.608
Exploration & Production
6.299
5.564
11.907
11.565
4.400
Global Gas & LNG Portfolio
2.603
3.744
7.003
11.688
8.522
12.598
(8.670)
Enilive e Plenitude
7.434
7.208
15.956
16.302
14.057
12.421
26.655
24.760
(9.187)
(9.841)
(17.857)
(18.475)
21.715
19.591
44.651
46.776
Refining, Chimica e Power
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
22.936
Costi operativi
I Trim.
II Trim.
17.361
(€ milioni)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
18.251
I Sem.
17.087
15.131
var %
34.448
37.107
1.661
1.540
17.934
15.829
36.185
38.707
var %
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
I Trim.
II Trim.
1.616
(€ milioni)
Exploration & Production
Global Gas & LNG Portfolio
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
Refining, Chimica e Power
I Sem.
1.569
1.544
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
1.928
1.873
1.435
2.026
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
3.363
2.059
Radiazioni
3.433
1.958
var %
3.185
3.096
var %
3.886
3.725
1.503
2.203
5.389
4.114
2.306
5.492
4.249
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
I semestre 2024
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Exploration & Global Gas &
Production LNG Portfolio
Enilive e
Refining,
Plenitude Chimica e Power
Gruppo
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
Altri proventi (oneri) netti
Corporate e
altre attività
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
1 gen. 2024
30 Giu. 2024
Var. ass.
28.729
31.738
3.009
– Debiti finanziari a breve termine
7.013
8.354
1.341
– Debiti finanziari a lungo termine
21.716
23.384
1.668
Disponibilità liquide ed equivalenti
(10.193)
(10.180)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(6.782)
(7.254)
(472)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
(2.194)
9.560
(2.191)
12.113
2.553
Passività per beni in leasing
5.336
5.341
– di cui working interest Eni
4.856
4.846
– di cui working interest follower
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
14.896
17.454
2.558
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
53.644
55.219
1.575
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability 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
30 Giu. 2024
31 Dic. 2023
10.180
7.254
15.959
6.679
4.668
45.890
10.193
6.782
16.551
6.186
5.637
46.705
58.069
4.875
6.475
1.587
13.225
1.322
2.622
4.343
3.984
96.644
5.091
147.625
56.299
4.834
6.379
1.576
12.630
1.256
2.301
4.482
3.393
93.292
2.609
142.606
4.733
3.621
1.132
19.691
1.242
5.489
35.908
4.092
2.921
1.128
20.654
1.685
5.579
36.059
23.392
4.209
15.509
5.300
4.397
53.603
2.895
92.406
4.005
35.462
6.939
7.585
(1.505)
1.872
54.358
55.219
147.625
21.716
4.208
15.533
4.702
4.096
51.041
1.862
88.962
4.005
32.988
5.238
8.515
(2.333)
4.771
53.184
53.644
142.606
CONTO ECONOMICO
I Trim.
II Trim.
(€ milioni)
I Sem.
22.936
Ricavi della gestione caratteristica
21.715
19.591
44.651
46.776
23.169
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
1.342
23.057
19.812
1.575
46.226
47.190
(17.087)
(15.131)
(34.448)
(37.107)
(822)
(746)
(1.661)
(1.540)
(17.361)
(839)
(189)
(1.958)
2.670
1.439
(1.825)
(216)
2.725
(1.488)
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
(109)
(298)
(1.928)
(1.435)
(1.873)
(330)
(3.886)
(1.503)
(3.725)
(389)
(103)
(103)
(135)
1.581
1.762
4.251
4.275
1.391
1.189
2.830
3.196
(1.610)
(1.371)
(3.435)
(3.552)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Strumenti finanziari derivati
Oneri finanziari
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(102)
(119)
(318)
(243)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
2.072
2.057
4.797
1.606
5.638
(1.377)
(1.743)
(2.865)
(2.917)
1.932
2.721
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
1.237
Utile (perdita) netto
1.211
di competenza:
– azionisti Eni
1.872
2.682
3.191,4
3.254,4
3.338,0
3.344,3
3.196,3
3.259,3
3.341,7
3.348,0
– interessenze di terzi
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
– semplice
– diluito
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
3.201,3
3.264,6
– semplice
– diluito
PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
II Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto del periodo
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con
il metodo del patrimonio netto
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
1.932
2.721
Effetto fiscale
I Sem.
1.609
(431)
1.701
(994)
(170)
(207)
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
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
1.606
(416)
1.105
3.538
2.305
1.071
3.476
2.266
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
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 azioni proprie
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2023
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
2.305
(1.472)
(437)
55.230
55.528
55.107
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2024
53.644
3.538
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
(1.502)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Opzione put su Plenitude
(387)
(547)
Acquisto di azioni proprie
Operazione Plenitude – cessione EIP
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2024
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
1.575
55.219
54.358
RENDICONTO FINANZIARIO
I Trim.
II Trim.
1.237
1.958
(261)
(119)
1.488
(1.865)
I Sem.
Ammortamenti
1.928
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
1.435
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
Radiazioni
1.932
2.721
1.873
3.886
3.725
1.503
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(350)
(333)
(611)
(691)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(165)
(184)
(418)
(119)
(132)
(238)
(236)
Dividendi
Interessi attivi
Interessi passivi
Imposte sul reddito
1.377
1.743
2.865
2.917
Altre variazioni
(420)
Flusso di cassa del capitale di esercizio
1.587
(1.038)
1.294
2.063
(466)
(450)
– crediti commerciali
1.872
2.431
2.105
6.043
(1.739)
– debiti commerciali
(203)
(2.143)
(1.942)
(8.444)
(117)
– fondi per rischi e oneri
(184)
(301)
(140)
(258)
– altre attività e passività
(192)
(450)
1.772
– rimanenze
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
1.104
1.340
Interessi incassati
(388)
Interessi pagati
(366)
(227)
(754)
(508)
(3.389)
(1.336)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
(1.483)
(1.849)
(2.819)
1.904
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.571
4.443
6.475
7.425
(3.636)
Flusso di cassa degli investimenti
(2.790)
(3.263)
(6.426)
(6.278)
– attività materiali
(1.901)
(2.487)
(3.721)
(4.551)
(1.820)
– diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(111)
(1.469)
(292)
– attività immateriali
(120)
(231)
(125)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
(373)
(104)
(1.842)
(628)
– partecipazioni
(174)
(1.061)
(466)
(1.182)
(148)
(199)
(114)
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
– 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
(131)
(3.514)
– variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(120)
(2.191)
(3.253)
(5.705)
(5.032)
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
I Trim.
II Trim.
(€ milioni)
1.230
Assunzione di debiti finanziari a lungo termine
(1.335)
Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
I Sem.
2.070
2.048
3.300
4.050
(1.253)
(357)
(2.588)
(509)
(309)
Rimborso di passività per beni in leasing
(362)
(228)
(671)
(475)
1.221
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
(489)
(124)
(2.113)
(767)
Dividendi pagati ad azionisti Eni
(728)
(744)
(1.495)
(1.509)
Dividendi pagati ad altri azionisti
Apporti netti di capitale da azionisti terzi
(406)
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
(398)
Acquisto di azioni proprie
(168)
(406)
(566)
(990)
(800)
Altri apporti
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
(1.404)
10.205
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
8.801
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
(1.142)
1.419
8.801
1.271
10.146
10.205
1.236
10.181
10.220
11.417
10.220
11.417
Investimenti tecnici
I Trim.
II Trim.
(€ milioni)
I Sem.
var %
var %
1.565
Exploration & Production
1.320
2.115
2.885
3.899
di cui: – ricerca esplorativa
1.208
1.949
2.589
3.511
1.381
– sviluppo di idrocarburi
Global Gas & LNG Portfolio
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
Refining, Chimica e Power
– Refining
– Chimica
– Power
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
2.021
2.557
3.952
4.676
1.931
Investimenti tecnici ???
(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 (€784 milioni e €104 milioni nel secondo trimestre 2024 e 2023, rispettivamente, €1.056 milioni e €189 milioni nel primo semestre 2024 e nel primo semestre
2023, rispettivamente, e €272 milioni nel primo trimestre 2024).
Nel primo semestre 2024 gli investimenti di €3.952 mln (€4.676 mln nel primo semestre 2023) evidenziano un decremento
del 15% rispetto al periodo di confronto, in particolare:
nel settore Exploration & Production, gli investimenti sono principalmente legati allo sviluppo di giacimenti di idrocarburi
(€2.589 mln) in particolare in Congo, Costa d’Avorio, Egitto, Italia, Iraq, Algeria, Libia, Kazakhstan e Emirati Arabi Uniti;
nel settore Enilive e Plenitude, gli investimenti Plenitude (€481 mln) sono relativi principalmente allo sviluppo del
business delle rinnovabili, acquisizione di nuovi clienti nonché attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli
elettrici, mentre gli investimenti Enilive (€121 mln) sono relativi all’attività di bioraffinazione, di biometano, nonché agli
interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente, interventi per obblighi di legge e stay-in-business della rete di
distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d’Europa;
nel settore Refining, Chimica e Power sono principalmente relativi all’attività di raffinazione tradizionale in Italia (€187
mln), per la nuova bioraffineria di Livorno, per l’attività di mantenimento e stay-in-business e nel business della chimica
(€105 mln) per progetti di economia circolare e asset integrity;
gli investimenti nel settore Corporate sono principalmente relativi alle attività di CCUS e i progetti di agribusiness (€85
mln).
Performance di Sostenibilità
I Sem.
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)
Acqua di formazione reiniettata
(milioni di tonnellate di CO? eq.)
(migliaia di tonnellate di CH?)
(miliardi di Sm³)
(migliaia di barili)
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 è stato impattato da maggiori infortuni occorsi a
personale contrattista.
Emissioni dirette di GHG (Scope 1): in riduzione rispetto al primo semestre 2023, per effetto del calo delle emissioni nei
business GGP, Power e Refining, in parte compensato dall’incremento nel business Exploration & Production, dovuto
all’acquisizione di Neptune Energy e allo start-up in Costa d’Avorio.
Emissioni dirette di metano (Scope 1): in riduzione rispetto al primo semestre 2023.
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine: in riduzione rispetto al primo semestre 2023.
Volumi totali di oil spill (>1 barile): in significativa riduzione a seguito dei minori oil spill operativi nonché dei minori atti di
sabotaggio.
Acqua di formazione reiniettata upstream: in aumento rispetto al primo semestre 2023, come conseguenza sia della
cessione di alcuni asset offshore in Congo sia per l’incremento delle acque reiniettate in Egitto (Melehia).
Sviluppi strategici
A maggio, in occasione del “Summit on Clean Cooking in Africa” organizzato dalla Agenzia Internazionale per l’Energia
(IEA), Eni ha riaffermato il suo impegno a promuovere in Africa l’accesso a sistemi di cottura più moderni, attraverso la
distribuzione di fornelli migliorati a 10 mln di persone in Africa sub-sahariana entro il 2027 e raggiungere 20 mln di
persone con soluzioni di cottura avanzate entro il 2030. Eni ha inoltre aderito alla “Clean Cooking Declaration: Making
2024 the pivotal year for Clean Cooking” per accelerare l’accesso universale a sistemi di cottura più moderni, essenziali
per assicurare a tutti l’accesso a sistemi di energia economici, affidabili e sostenibili.
A maggio, la International Finance Corporation (IFC) e il Fondo Italiano per il Clima hanno annunciato un investimento
di $210 mln nella controllata keniota di Eni S.p.A. per espandere la produzione di materie prime vegetali come feedstock
per i biocarburanti avanzati, sostenendo la decarbonizzazione dei trasporti e garantendo al tempo stesso il
sostentamento di fino a 200.000 piccoli coltivatori di oleaginose keniani.
A giugno, in collaborazione con Biocarbon Partners (BCP), è stato lanciato il progetto Great Limpopo, la più grande
iniziativa mai sviluppata in Mozambico per proteggere le foreste e contrastare le cause di deforestazione in linea con il
quadro REDD+, definito e promosso dalle Nazioni Unite. Il programma mira a preservare le foreste in un’area fino a 4
milioni di ettari in 4 province del Mozambico coinvolgendo oltre 320.000 persone.
A giugno Eni ha presentato i progetti di riqualificazione agricola e di biomonitoraggio ambientale legati ad Agrivanda,
iniziativa Eni gestita da FEEM (Fondazione Eni Enrico Mattei), nata nel 2018 a Viggiano, nelle aree adiacenti il Centro
Olio Val d’Agri.
Exploration & Production
PRODUZIONE DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA
II Trim.
I Trim.
Italia
Resto d’Europa
I Sem.
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
1.712
1.616
1.726
1.638
1.741
(mgl di boe/giorno)
Australia e Oceania
Produzione di idrocarburi ??????
– di cui società in Joint Venture e collegate
Produzione venduta ???
(mln di boe)
PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA
I Trim.
Italia
(mgl di barili/giorno)
II Trim.
I Sem.
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Egitto
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di petrolio e condensati
– di cui società in Joint Venture e collegate
PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
I Trim.
Italia
(mln di metri cubi/giorno)
II Trim.
I Sem.
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di gas naturale
– di cui società in Joint Venture e collegate
(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
(b) Comprende la produzione di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (125 e 130 mila boe/giorno nel secondo trimestre 2024 e 2023, rispettivamente, 125 e 128 mila boe/giorno nel primo semestre 2024 e
2023, rispettivamente e 125 mila boe/giorno nel primo trimestre 2024).