(AGENPARL) – ven 25 ottobre 2024 Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2024
La resilienza dei risultati finanziari, nonostante un più debole contesto operativo, riflette la solidità del modello di
business della Società
Sono stati compiuti significativi progressi nella realizzazione della strategia di crescita in tutti i business
L’approccio satellitare è in continuo sviluppo, come dimostra l’investimento da €2,9 mld di KKR in Enilive e la
La manovra di portafoglio progredisce più rapidamente e con migliore valorizzazione delle attività rispetto ai piani
Eni assicura ritorni competitivi agli azionisti con l’incremento del piano di riacquisto delle azioni a €2 mld
creazione di un nuovo satellite E&P grazie alla combinazione con Ithaca Energy nel Regno Unito
San Donato Milanese, 25 ottobre 2024 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha
approvato i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2024. Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“Nel Q3 abbiamo ancora una volta dimostrato la solidità del nostro modello di business grazie a un portafoglio di attività caratterizzate da
crescenti vantaggi competitivi, alla rigorosa disciplina adottata nei costi e negli investimenti, e ai continui progressi nell’esecuzione della nostra
strategia di crescita e di creazione di valore, conseguendo risultati migliori delle aspettative. Le performance di cassa e di redditività sono state
eccellenti in un contesto operativo meno favorevole. Il rapporto di leva è rimasto stabile al 22%, mentre abbiamo accelerato il ritmo di
esecuzione dei riacquisti di azioni.
I progressi strategici attraverso il nostro portafoglio sono evidenti. Abbiamo aumentato la produzione upstream e nel contempo stiamo
investendo nella successiva fase di crescita, per esempio conseguendo l’approvazione del piano di sviluppo dei nostri grandi progetti in
Indonesia. La nostra strategia satellitare è in continuo sviluppo e, in tale ambito, siamo lieti di confermare l’investimento da €2,9 mld da parte
del fondo KKR in Enilive, che fa seguito alla transazione analoga che ha riguardato Plenitude nella prima parte dell’anno e dimostra la nostra
capacità di attrarre investimenti, confermando il valore che stiamo esprimendo. Nel Regno Unito, abbiamo creato una nuova società satellite
in ambito E&P grazie alla combinazione con Ithaca Energy, un ulteriore passo a sostegno della crescita.
Continua inoltre il nostro impegno nella transizione energetica. Nel trimestre abbiamo portato avanti i due progetti chiave di cattura/stoccaggio
della CO2 di Ravenna in Italia e HyNet nel Regno Unito, mentre Plenitude continua a sviluppare la propria capacità di generazione rinnovabile e
siamo al lavoro per costruire tre nuove bioraffinerie in Italia, Corea del Sud e Malesia.
Oltre ai traguardi finanziari e progettuali, siamo focalizzati sul miglioramento qualitativo del nostro portafoglio, sull’esplicitazione del valore
inespresso dei business e sul mantenimento di una robusta posizione finanziaria. Nell’upstream continuiamo il programma di disinvestimenti
e siamo negli stadi finali di valutazione di diverse opzioni di monetizzazione dei nostri recenti successi esplorativi in applicazione del nostro
“dual exploration model”. Siamo impegnati nell’offrire ai nostri azionisti remunerazioni competitive e, sulla base dei risultati conseguiti, dei
progressi strategici realizzati e considerando la previsione di significativa riduzione del rapporto di leva, annunciamo un ulteriore incremento
del piano 2024 di riacquisto a €2 mld”.
Principali dati operativi e risultati economico-finanziari
II Trim.
III Trim.
1.712
4.107
3.185
mgl di
boe/g
Produzione di idrocarburi
Nove mesi
var %
1.661
1.635
1.704
1.637
var %
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
U tile operativo proforma adjusted ⁽ᵃ⁾
€ milioni
3.400
3.953
11.623
14.054
2.442
3.014
8.654
11.036
2.969
3.018
3.213
3.397
10.065
10.028
2.716
società consolidate
società partecipate rilevanti ⁽ᵇ⁾
U tile operativo proforma adjusted (per settore) ⁽ᵃ⁾
3.532
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
Enilive e Plenitude
(102)
1.006
1.071
Refining, Chimica e Power
(129)
(187)
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(254)
(337)
(173)
(249)
3.418
U tile netto ante imposte adjusted ⁽ᵃ⁾
2.656
3.265
9.200
11.919
1.519
U tile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᶜ⁾
1.271
1.818
4.372
6.660
1.916
2.394
4.598
2.898
3.369
10.701
12.892
3.907
4.571
Utile (perdita) netto ⁽ᶜ⁾
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di
rimpiazzo ⁽ᵃ⁾
2.997
3.519
9.472
10.944
2.126
Investimenti organici ⁽ᵈ⁾
1.995
1.916
6.111
6.727
12.113
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
11.627
8.679
11.627
8.679
55.219
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
53.478
57.284
53.478
57.284
Flusso di cassa netto da attività operativa
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure vedi pagine 20 e successive.
(b) Per le principali JV/collegate vedi “Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo” a pagina 26.
(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
Continui progressi nella strategia di crescita e nel miglioramento del portafoglio. Conseguite importanti milestone di progetto
che alimenteranno la crescita futura
In Italia è stato avviato nell’offshore siciliano il progetto a gas Argo-Cassiopea, il più grande degli ultimi anni, che si
prevede raggiungerà un picco di produzione di 1,5 mld di metri cubi con emissioni nette scope 1&2 pari a zero.
Approvato dalle autorità indonesiane il piano di sviluppo del Northern Hub che comprende la scoperta di Geng North, e
dei giacimenti del Ganal PSC, che contribuiranno a incrementare significativamente il plateau produttivo di Jangkrik, nel
Southern Hub.
Con il varo di due nuove navi galleggianti il progetto Baleine Fase 2 al largo della Costa d’Avorio entrerà in produzione
nel rispetto dei tempi pianificati entro la fine del 2024, grazie all’approccio fast-track di Eni, andando a complementare
il successo della Fase 1.
Perfezionata la vendita delle attività nell’onshore della Nigeria.
Finalizzata la combinazione delle attività oil&gas di Eni nel Regno Unito con Ithaca Energy creando un nuovo satellite
geograficamente focalizzato, in linea con i precedenti successi di Vår Energi in Norvegia e Azule in Angola.
Ottenuta la decisione finale di investimento per la costruzione in Malesia di una bioraffineria dalla capacità di lavorazione
di 650 mila tonnellate/anno in joint venture con Petronas ed Euglena. Atteso a breve l’avvio dei lavori di riconversione
dell’impianto di Livorno in bioraffineria.
Eni ha finalizzato il piano di trasformazione, decarbonizzazione e rilancio del business della chimica annunciato a marzo.
Sono previsti investimenti nello sviluppo di nuove piattaforme di prodotto in attività downstream a elevato valore quali
le rinnovabili, l’economia circolare e i prodotti specializzati, riducendo l’esposizione alla chimica di base, con recupero di
profittabilità e ricadute positive sui livelli occupazionali.
Prima iniezione di CO2 in giacimento presso il nostro progetto distintivo di Ravenna CCS nell’offshore adriatico.
Assegnati dal Governo britannico fondi pubblici per il progetto di trasporto e stoccaggio di CO2 (T&S) di Liverpool Bay,
un fondamentale traguardo per lo sviluppo del progetto HyNet CCS.
Definita una nuova struttura organizzativa costituita da tre raggruppamenti di business per lo sviluppo ed emersione del
valore delle società satellite facendo leva sull’eccellenza operativa e la qualità degli asset 1:i) “Chief Transition & Financial
Officer” con l’obiettivo di valorizzare i business legati alla transizione; ii) “Global Natural Resources” con il compito di
massimizzare i margini lungo l’intera catena del valore oil&gas e di anticipare la monetizzazione degli asset tradizionali;
iii) “Industrial Transformation” con il compito di accelerare la ristrutturazione dei business downstream e della chimica.
La disciplinata allocazione del capitale sostiene la riduzione del rapporto di leva. Impegno ad assicurare ritorni competitivi
agli azionisti con l’aumento del piano 2024 di riacquisto di azioni
Confermato l’ingresso di KKR nel capitale di Enilive con un investimento di €2,9 mld.
I recenti successi esplorativi hanno creato significative opportunità di monetizzazione anticipata e realizzazione di
valore.
I progressi della manovra di portafoglio, migliori delle aspettative iniziali, hanno consentito a Eni di accelerare il buyback
nel terzo trimestre e di incrementare il piano di buyback 2024 a €2 mld rispetto a €1,6 mld annunciati nel secondo
trimestre grazie alla prospettiva di un rapporto di leva di bilancio significativamente inferiore.
Ottenuti solidi risultati grazie all’efficace esecuzione della strategia e alla disciplina finanziaria, nonostante l’indebolimento
del prezzo del petrolio, il rafforzamento dell’euro e la flessione dei margini di raffinazione e dei prodotti chimici
Nel terzo trimestre 2024 conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €3,4 mld e l’utile netto adjusted di €1,3 mld. Il
flusso di cassa adjusted di €2,9 mld è stato sostenuto dai continui progressi nell’attuazione della strategia della Società,
dal contributo dei nuovi progetti, dalla crescita dei business legati alla transizione e dalle azioni di efficienza e di disciplina
finanziaria.
Nel terzo trimestre 2024, il settore Exploration & Production ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €3,2
mld sostenuto dalla crescita di nuovi progetti a più elevata redditività, dall’efficace esecuzione e dal controllo dei costi,
nonostante l’indebolimento del Brent e l’apprezzamento dell’euro abbiano influenzato sia il confronto con il trimestre
dell’anno precedente sia quello sequenziale (-5% e -9%, rispettivamente). Solido livello produttivo (+2% vs. 2023),
nonostante il calo sequenziale (-3%) che ha risentito delle manutenzioni nel Mare del Nord, degli uragani nel Golfo del
Messico, dei disinvestimenti e della minore attività in Libia.
1 A seguito dell’approvazione della nuova struttura organizzativa di Eni da parte del CdA il Gruppo prevede di rivedere la propria segment information per il reporting finanziario a partire
dal quarto trimestre 2024. Le variazioni previste sono immateriali.
Nel terzo trimestre 2024 il settore GGP ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €0,25 mld, +65% rispetto al
trimestre 2023, per effetto dell’ottimizzazione del portafoglio gas e GNL.
Enilive ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €0,18 mld sostenuto dalla performance del marketing,
parzialmente compensata dalla riduzione dei margini dei biocarburanti. Nel terzo trimestre Plenitude ha ottenuto l’utile
operativo proforma adjusted di €0,13 mld, in lieve riduzione rispetto al trimestre 2023, per effetto della più accentuata
stagionalità del business e della riduzione delle vendite di gas che riflettono il trend della domanda.
L’utile operativo proforma adjusted di Refining ammonta a €0,03 mld, in riduzione sia nel confronto con il trimestre
precedente sia su base sequenziale, a causa del significativo deterioramento dello scenario (il margine SERM in calo di
oltre l’80% nel trimestre). La chimica ha registrato ulteriori perdite (€0,2 mld) per effetto dell’ininterrotta contrazione
dell’industria a causa della debole domanda, della pressione competitiva e dei costi energetici più elevati in Europa
rispetto ad altre geografie.
Nei nove mesi 2024 il flusso di cassa operativo adjusted prima del capitale circolante è stato pari a €10,7 mld,
ampiamente superiore al fabbisogno per gli investimenti organici di €6,1 mld. Il free cash flow organico di €4,6 mld ha
finanziato la remunerazione degli Azionisti di €3,4 mld e unitamente agli incassi da dismissione di €1,7 mld ha consentito
di contenere l’indebitamento finanziario netto a €12 mld, considerando l’acquisizione di Neptune. Il rapporto di leva di
0,22 è in linea con il secondo trimestre, posizionandosi nell’intervallo obiettivo di 0,15-0,25 del piano 2024-27.
Outlook 2024
E&P conferma l’obiettivo di produzione; revisione al rialzo del risultato GGP. Le società satelliti della transizione sono attese
conseguire solidi risultati nonostante un debole mercato, mentre i risultati finanziari della gestione industriale evidenziano
un miglioramento rispetto alla precedente previsione a scenario costante
• E&P: la produzione di idrocarburi annuale è prevista a circa 1,70 mln di boe/g alla nuova previsione di prezzo medio del
Brent di 83 $/bbl.
• GGP: l’EBIT proforma adjusted atteso di fine anno è rivisto al rialzo a circa €1,1 mld.
• Enilive e Plenitude:
– confermato l’EBITDA proforma adjusted di circa €1 mld per ciascun segmento, nonostante un mercato sfavorevole.
– La capacità rinnovabile installata è prevista attestarsi a 4 GW a fine anno (+30% rispetto all’anno precedente).
Riconfermate le aspettative sui risultati consolidati di Gruppo, al netto degli effetti di scenario, e la previsione di investimenti
• Risultati consolidati allo scenario Eni 2: considerando un valore di Brent su base annua rivisto a 83 $/bbl e le altre variabili
(dollaro USA più debole, flessione del SERM, ecc.), il management prevede un EBIT proforma adjusted di Gruppo per
l’anno in corso e il CFFO adjusted ante variazione del capitale circolante pari rispettivamente a €14 mld e a €13,5 mld.
• Investimenti organici: attesi ad un valore inferiore di €9 mld. Gli investimenti al netto delle dismissioni sono confermati
ad un valore inferiore ai €6 mld su base proforma.
Remunerazione degli Azionisti: previsto un incremento di €0,4 mld del piano di buyback 2024, dividendo interinale
confermato a +6% vs 2023
Prossimo dividendo trimestrale: a seguito dell’approvazione 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 seconda rata trimestrale del
2024 di €0,25 per azione sarà pagata il 20 novembre 2024 con data di stacco cedola il 18 novembre 2024, come
deliberato ieri dal Consiglio di Amministrazione.
Considerando che il piano di dismissione sta procedendo meglio delle nostre aspettative iniziali, Eni conferma l’aumento
del piano di buyback 2024, che ora è atteso pari a €2 mld, +25% rispetto alla guidance precedente di €1,6 mld e +80%
rispetto al piano annuale originale. Questo incrementerà il ritorno totale di cassa agli azionisti a circa il 38% del CFFO 3.
L’accelerazione del piano di dismissioni consentirà una più rapida riduzione del leverage
Leverage dell’esercizio su base proforma, tenendo conto delle operazioni di portafoglio non ancora completate, atteso
verso la parte inferiore di un intervallo 15%-20%.
Il piano di dismissioni di Gruppo sta procedendo rapidamente 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 19).
scenario aggiornato 2024 è: Brent 83$/barile (precedentemente 86 $/barile); margine SERM 4,7 $/barile da 6,8 $/barile; prezzo spot del gas PSV 35 €/MWh (da 33 €/MWh); tasso di
cambio medio EUR/USD 1,085 (da 1,075).
3 Su base adjusted, prima della variazione del capitale circolante.
Segmenti di business: risultati operativi e finanziari
Exploration & Production
Produzione e prezzi
II Trim.
84,94
1,077
1.712
57,03
77,25
Brent dated
Cambio medio EUR/USD
Produzione di idrocarburi
Petrolio
Gas naturale
Prezzi medi di realizzo ⁽ᵃ⁾
Petrolio
Gas naturale
$/barile
mgl di boe/g
mgl di barili/g
mln di metri cubi/g
$/boe
$/barile
$/mgl di metri cubi
III Trim.
80,18
86,76
1,098
1,088
1.661
1.635
55,95
57,20
73,88
79,13
var %
Nove mesi
82,79
82,14
1,087
1,083
1.704
1.637
55,74
55,79
75,27
73,91
var %
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel terzo trimestre 2024 la produzione di idrocarburi è stata in media di 1,66 mln di boe/giorno in aumento del 2%
rispetto al terzo trimestre 2023 (1,7 mln di boe/giorno nei nove mesi, +4% rispetto ai nove mesi 2023) 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 da Indonesia e Libia. Questi aumenti sono stati mitigati
dalla minore produzione dovuta al declino dei campi maturi e dai disinvestimenti.
La produzione di petrolio è stata di 775 mila barili/giorno nel terzo trimestre 2024, in aumento del 2% rispetto al terzo
trimestre 2023 (783 mila barili/giorno nei nove mesi, +2% rispetto al periodo di confronto) principalmente per effetto
dell’acquisizione di Neptune e della crescita in Costa d’Avorio, in parte compensate dal declino dei campi maturi e dai
disinvestimenti.
La produzione di gas naturale è stata di 131 mln di metri cubi/giorno nel terzo trimestre 2024, in aumento dell’1%
rispetto al terzo trimestre 2023 (137 mln di metri cubi/giorno nei nove mesi, +6%) principalmente per effetto
dell’acquisizione di Neptune, della crescita del progetto Coral Floating LNG e del maggior contributo di Libia e Indonesia,
compensate dal declino dei campi maturi e dai disinvestimenti.
I prezzi di realizzo dei liquidi registrano un andamento in linea con il benchmark. I prezzi di realizzo del gas naturale
riflettono la composizione del portafoglio di produzione, con circa il 32% indicizzato ai prezzi del Brent, rispetto al 18%
indicizzato ai prezzi degli hub europei. La restante quota di volumi di gas prodotti dalla E&P è venduta a prezzi fissi.
Risultati
II Trim.
3.532
Utile operativo proforma adjusted
di cui: società partecipate rilevanti
1.345
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
1.294
2.884
Esclusione special items
Utile (perdita) operativo adjusted delle società
consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
tax rate (%)
1.278
Utile (perdita) netto adjusted
2.639
1.320
III Trim.
3.213
3.397
(€ milioni)
Costi di ricerca esplorativa:
costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
radiazione di pozzi di insuccesso
Investimenti tecnici
var %
Nove mesi
10.065
10.028
var %
2.818
2.525
2.215
2.542
5.779
7.086
1.468
2.280
2.620
7.247
7.503
2.503
2.770
7.867
8.188
1.248
1.529
3.656
4.093
1.384
1.425
4.269
5.324
Nel terzo trimestre 2024 il settore Exploration & Production ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €3.213
mln, in riduzione del 5% rispetto al terzo trimestre 2023, a causa dei minori prezzi di realizzo dei liquidi che riflettono la
riduzione del prezzo del petrolio in dollari (marker Brent -8% nel trimestre) parzialmente compensati dai maggiori prezzi
di realizzo del gas naturale (+8% rispetto al corrispondente periodo del 2023) nonché dalla crescita produttiva e dalle
azioni di efficienza. Nei nove mesi 2024, l’utile operativo proforma adjusted di €10.065 mln è in linea con i nove mesi
2023.
Nel terzo trimestre 2024, il settore ha registrato un utile netto adjusted di €1.248 mln, in riduzione del 18% rispetto al
terzo trimestre 2023 principalmente per il minore risultato della gestione industriale, parzialmente compensato dal
maggior contributo dalle JV e collegate. L’utile netto adjusted di €3.656 mln nei nove mesi 2024 evidenzia una riduzione
dell’11% rispetto ai nove mesi 2023.
Nel terzo trimestre 2024, il tax rate si attesta a circa il 50%, in aumento di 5 punti percentuali rispetto al terzo trimestre
2023 (nei nove mesi in aumento di circa 4 punti percentuali). 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
dell’impatto di maggiori costi non deducibili.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
Oltre 1 mld di boe l’incremento del portafoglio esplorativo nei primi nove mesi 2024 grazie al significativo incremento
delle risorse esplorative in Indonesia, all’importante scoperta di Calao in Costa d’Avorio, all’attività di appraisal presso il
pozzo esplorativo Cronos a Cipro e a una scoperta a olio e gas associato in Messico. Ad agosto è stata avviata la
produzione del campo a gas di Argo Cassiopea, il più importante progetto di sviluppo di gas in Italia degli ultimi anni. Il
gas è trasportato attraverso un gasdotto sottomarino di 60 km fino all’impianto di trattamento di Gela, per poi essere
immesso nella rete nazionale. Il picco produttivo annuo è atteso a 1,5 mld di metri cubi.
Ad agosto è stata finalizzata la vendita della Nigerian Agip Oil Company Ltd (NAOC Ltd), società interamente controllata
da Eni e attiva in Nigeria nell’esplorazione e produzione di idrocarburi onshore, alla società nigeriana Oando. La
transazione è in linea con la strategia di ottimizzazione e ribilanciamento del portafoglio upstream. La partecipazione
del 5% in SPDC (Shell Production Development Joint Venture) non rientra nel perimetro della transazione e rimarrà nel
portafoglio Eni. Le attività nel Paese proseguiranno concentrandosi sugli asset offshore e nel progetto Nigeria LNG,
esplorando anche nuove opportunità nel settore degli agri-feedstock.
Ad agosto, le autorità indonesiane hanno approvato il Piano di Sviluppo (PoD) dei campi di Geng North (North Ganal
PSC) e Gehem (Rapak PSC). Lo sviluppo integrato dei due campi creerà un nuovo polo produttivo, denominato Northern
Hub, nel bacino del Kutei. Le autorità indonesiane hanno approvato anche il PoD dei campi di Gendalo&Gandang (Ganal
PSC). Inoltre, Eni ha ottenuto un’estensione di 20 anni delle licenze IDD denominate Ganal e Rapak dalle autorità del
Paese.
A settembre, Eni e Snam hanno annunciato l’avvio delle attività di iniezione della CO₂ nei giacimenti esauriti dell’offshore
Adriatico, relative alla Fase 1 del progetto Ravenna CCS, il primo per la cattura, il trasporto e lo stoccaggio permanente
della CO₂ in Italia.
A ottobre, Eni ha completato l’aggregazione della quasi totalità dei propri asset di esplorazione e produzione situati in
UK, esclusi quelli situati nell’East Irish Sea e quelli legati ai progetti CCUS, agli asset di Ithaca Energy plc. A fronte di tale
aggregazione Eni UK riceve azioni ordinarie di Ithaca di nuova emissione rappresentative di una partecipazione pari a
circa il 38,7% del capitale sociale di Ithaca.
A ottobre, il Governo britannico ha assegnato fondi pubblici relativi al progetto di trasporto e stoccaggio di CO2 (T&S) di
Liverpool Bay. Il finanziamento include investimenti per gli emettitori industriali in Track 1 e rappresenta una tappa
fondamentale verso la fase esecutiva di HyNet, che sbloccherà ulteriori significativi investimenti nell’area.
Global Gas & LNG Portfolio
Vendite
II Trim.
III Trim.
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/MWh
Spread PSV vs. TTF
Vendite di gas naturale
var %
Nove mesi
var %
mld di metri cubi
Italia
17,73
17,82
Resto d’Europa
15,62
17,34
14,67
15,65
10,79
10,91
35,62
36,90
Importatori in Italia
Mercati europei
Resto del Mondo
Totale vendite gas ⁽ᵃ⁾
vendite di GNL
(a) Include vendite intercompany.
Nel terzo trimestre 2024, le vendite di gas naturale di 10,79 mld di metri cubi sono sostanzialmente invariate rispetto al
trimestre 2023 (-1%): i minori volumi venduti agli importatori e nei mercati europei, sono stati compensati da maggiori
vendite in Italia e nel Resto del Mondo. In Italia le vendite evidenziano l’incremento del 2% nel trimestre in particolare
presso il settore grossista. Nei mercati europei i volumi di gas sono in diminuzione del 2% come risultato delle minori
vendite in Francia, Regno Unito e Benelux, bilanciate dai maggiori volumi venduti in Germania. Nei nove mesi 2024, le
vendite di gas naturale ammontano a 35,62 mld di metri cubi, in riduzione del 3% rispetto al 2023, a causa dei minori
volumi venduti agli importatori e delle minori vendite nei mercati europei (-6% vs. 2023). In Italia, vendite
sostanzialmente invariate rispetto al periodo di confronto (-1% vs. 2023).
Risultati
II Trim.
(572)
III Trim.
(112)
(€ 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
(213)
var %
Nove mesi
2.716
(794)
1.138
var %
1.675
1.432
2.570
2.605
1.882
Nel terzo trimestre 2024 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di
€253 mln, includendo il margine operativo della società all’equity SeaCorridor. Rispetto all’analogo periodo di confronto
2023, il risultato aumenta del 65% per effetto di uno scenario maggiormente favorevole e dell’esito positivo di una
rinegoziazione/arbitrato. Nei nove mesi 2024, l’utile operativo proforma adjusted di €912 mln è in riduzione del 66%
rispetto ai nove mesi 2023 che beneficiavano di effetti one-off legati agli esiti delle negoziazioni/arbitrati e di uno
scenario di trading particolarmente favorevole.
L’utile operativo adjusted delle società controllate del terzo trimestre 2024 registra il beneficio della riclassificazione a
imposte di oneri operativi connessi alla componente fiscale della tariffa di trasporto del gas dall’Algeria riscossa e
versata dalla JV SeaCorridor per conto del trasportatore.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
Ad ottobre, firmato un contratto di noleggio della nave bunker GNL Avenir Aspiration con Avenir LNG Limited, che
consentirà di rafforzare la presenza Eni nel mercato bunkering nel Mediterraneo, in linea con la strategia del Gruppo di
commercializzare il crescente portafoglio di GNL e promuovere combustibili più sostenibili.
Ad ottobre, firmato un Memorandum di Cooperazione con Japan Organization for Metals and Energy Security, con
l’obiettivo di promuovere il ruolo del gas e del GNL nel percorso di transizione energetica, prevedendo per Eni opportunità
di fornitura di GNL al Giappone e supporto da parte delle istituzioni finanziarie giapponesi al progetto Coral North in
Mozambico.
Enilive e Plenitude
Produzioni e vendite
II Trim.
III Trim.
Enilive
Lavorazioni bio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio ⁽ᵃ⁾
T otale vendite Enilive
Vendite rete
mln ton
di cui: Italia
Vendite retail e business gas a clienti finali
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
Produzione di energia da fonti rinnovabili
var %
17,93
17,11
10,40
mln pdf
mld di metri
terawattora
13,66
13,38
gigawatt
di cui: Italia
Altre vendite
Quota mercato rete Italia
Plenitude
Clienti retail/business a fine periodo
Nove mesi
Vendite extrarete ⁽ᵇ⁾
mgl ton
var %
terawattora
migliaia
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 terzo trimestre 2024 i volumi di lavorazione bio pari a 277 mila tonnellate sono in riduzione del 15% rispetto allo
stesso periodo del 2023 e risentono dei minori volumi lavorati presso le bioraffinerie di Venezia e di Chalmette per effetto
delle fermate per manutenzione programmata. Nei nove mesi 2024 le lavorazioni bio sono in aumento del 58% rispetto
ai nove mesi 2023, grazie al contributo della raffineria di Chalmette.
• Le vendite rete ammontano a 2,07 mln di tonnellate nel terzo trimestre 2024, in aumento del 3% rispetto al periodo di
confronto: le maggiori vendite di benzine e HVO nel Resto d’Europa sono state compensate dal calo delle vendite di
gasolio. Le vendite in Italia sono sostanzialmente invariate. Nei nove mesi 2024, le vendite rete ammontano a 5,75 mln
di tonnellate, +2% rispetto al periodo di confronto.
• Le vendite extrarete sono pari a 3,44 mln di tonnellate nel terzo trimestre 2024, in linea rispetto al 2023. Positiva
performance anche nei nove mesi con 10,40 mln di tonnellate, in aumento del 10% rispetto al periodo di confronto, a
seguito delle maggiori vendite di jet fuel principalmente in Italia.
Plenitude
Al 30 settembre 2024, i clienti retail/business ammontano a 10 mln (gas ed energia elettrica), in lieve riduzione rispetto
al 30 settembre 2023, a causa della contrazione registrata nei clienti gas, parzialmente compensata dall’aumento della
base clienti di energia elettrica.
Le vendite retail e business di gas pari a 0,49 mld di metri cubi nel terzo trimestre 2024, sono in calo dell’8% rispetto allo
stesso periodo del 2023, principalmente a causa della riduzione della domanda di mercato. Nei nove mesi 2024 le vendite
in calo del 13% ammontano a 3,78 mld 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 4,88 TWh nel terzo trimestre 2024 sono in aumento
del 7% rispetto allo stesso periodo del 2023. Nei nove mesi 2024, le vendite di 13,66 TWh sono in lieve aumento rispetto
al periodo di confronto.
Al 30 settembre 2024, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 3,1 GW, in aumento di circa 0,6 GW rispetto al 30
settembre 2023, principalmente grazie alle acquisizioni effettuate negli Stati Uniti e allo sviluppo organico dei progetti in
Italia, Spagna e Regno Unito.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 1,2 TWh nel terzo trimestre 2024, in aumento del 20%
rispetto al terzo trimestre 2023 (3,5 TWh nei nove mesi 2024, in aumento del 17% rispetto ai nove mesi 2023),
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 settembre 2024 sono pari a 21 mila unità, in aumento del 20% rispetto
alle 17,5 mila unità al 30 settembre 2023, grazie allo sviluppo della rete.
Risultati
II Trim.
Nove mesi
var %
EBITDA proforma adjusted
Enilive
1.565
1.574
Plenitude
Utile operativo proforma adjusted
1.006
1.071
(255)
var %
III Trim.
(€ milioni)
Enilive
di cui: società partecipate rilevanti
Plenitude
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special item
1.392
(345)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società
consolidate
1.047
1.056
Utile (perdita) ante imposte adjusted
tax rate (%)
1.018
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
Nel terzo trimestre 2024, il business Enilive ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €184 mln, in calo del
36% rispetto allo stesso periodo del 2023, come conseguenza del deterioramento dei margini dei biocarburanti, che
hanno raggiunto i minimi storici, a causa della pressione dovuta alla dinamica dei prezzi spot dell’HVO nell’Unione
Europea e al calo del RIN in Nord America (in riduzione di oltre il 50% rispetto al terzo trimestre 2023). I risultati positivi
del marketing hanno beneficiato della migliore performance del business retail. Nei nove mesi 2024, Enilive ha riportato
un utile operativo proforma adjusted di €482 mln che si confronta con €626 mln dei nove mesi 2023.
Il business ha conseguito un Ebitda proforma adjusted pari a €262 mln, in riduzione del 27% rispetto al terzo trimestre
2023 (€359 mln); la previsione annua è di circa €1 mld. Nei nove mesi 2024 l’Ebitda proforma adjusted è stato di €712
mln, rispetto a €821 mln dei nove mesi 2023.
Nel terzo trimestre 2024, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €133 mln, in calo del 26%
rispetto al terzo trimestre 2023, per effetto della più accentuata stagionalità del business e del peggioramento nel
mercato retail del gas, compensato dal ramp-up della capacità installata da fonti rinnovabili e dei relativi volumi (nei
nove mesi 2024 l’utile operativo proforma adjusted ammonta a €524 mln, in aumento del 18% rispetto al periodo di
confronto pari a €445 mln).
Il business ha conseguito un Ebitda proforma adjusted pari a €244 mln, in calo del 14% rispetto a €284 mln del terzo
trimestre 2023. Nei nove mesi 2024, €853 mln, in crescita del 13% rispetto al periodo di confronto (€753 mln).
L’indebitamento finanziario netto di Plenitude, consolidato nei risultati Eni, è pari a €1,7 mld (€2,4 mld al 31 dicembre 2023).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo
Sviluppi strategici
A luglio, Plenitude ha completato la realizzazione di un nuovo parco eolico onshore da circa 39 MW nel sud Italia.
L’impianto è in grado di produrre annualmente 84 GWh di energia elettrica, pari al fabbisogno annuale di oltre 30.000
famiglie.
A luglio, Petronas, Enilive ed Euglena hanno conseguito la decisione finale di investimento (FID) per costruire una
bioraffineria in Malesia. L’avvio della costruzione dell’impianto è previsto nel quarto trimestre 2024. L’impianto avrà una
capacità di trattamento di circa 650 mila tonnellate/anno di materie prime per produrre SAF, HVO e bio-nafta.
Nei mesi di luglio e agosto, Enilive ha firmato in Italia accordi con Itabus, per la fornitura di gasolio HVO a 100 autobus
per il trasporto civile, e con Poste Italiane, per la fornitura di biocarburanti ai veicoli di terra e ai mezzi aerei.
Ad agosto, Enilive e LG Chem hanno raggiunto la decisione finale d’investimento per lo sviluppo di una bioraffineria in
Corea del Sud con una capacità di lavorazione di feedstock pari a 400 mila tonnellate/anno, facendo leva sulla tecnologia
Ecofining™ di Eni. L’avvio della costruzione della bioraffineria è previsto nel quarto trimestre 2024.
Ad agosto, Plenitude ha firmato un Power Purchase Agreement (PPA) della durata di 10 anni con Ferriera Valsabbia,
un’impresa siderurgica italiana, per la fornitura di energia prodotta al 100% da fonte rinnovabile. L’accordo riguarda
l’intera produzione di un impianto eolico di proprietà Plenitude con una capacità di 15 MW.
A settembre, Enilive ha siglato con Volotea una Lettera di Intenti per la fornitura a lungo termine di SAF tra il 2025 e il
2030 nei 15 aeroporti italiani in cui opera il vettore.
A settembre, sono state ottenute le autorizzazioni ambientali propedeutiche all’autorizzazione definitiva da parte degli
enti competenti per l’avvio della costruzione di una bioraffineria a Livorno.
A settembre, il progetto Green Volt, partecipato da Plenitude attraverso Vårgrønn, è stato selezionato come unico
progetto eolico offshore galleggiante ad aggiudicarsi un contratto nell’ultima asta per le rinnovabili nel Regno Unito
(“AR6”) il progetto rappresenterà il più grande parco eolico offshore galleggiante al mondo.
Ad ottobre, Plenitude ha avviato impianti eolici in Spagna con una capacità installata di circa 13 MW e una produzione
stimata di 31 GWh/anno nonché la costruzione di un impianto solare con una capacità installata di 220 MW il cui
completamento è previsto entro il 2025.
Refining, Chimica e Power
Produzioni e vendite
III Trim.
II Trim.
var %
Nove mesi
var %
Refining
Standard Eni Refining Margin (SERM) ⁽ᵃ⁾
Lavorazioni in conto proprio Italia
Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo
Totale lavorazioni in conto proprio
$/barile
mln ton
10,46
12,58
18,17
20,47
14,56
15,52
mln ton
Tasso utilizzo impianti di raffinazione
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 terzo trimestre 2024 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in media a
1,7 $/barile, rispetto a 11,7 $/barile del terzo trimestre 2023, dovuto ai ridotti crack spread dei prodotti, impattati
negativamente dalla minore domanda, in particolare nei settori industriali e delle costruzioni, e dall’eccesso di capacità
(5,6 $/barile nei nove mesi 2024, in riduzione rispetto a 9,4 $/barile nei nove mesi 2023, -40%, principalmente per effetto
del trend registrato nel secondo trimestre 2024).
Nel terzo trimestre 2024 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 3,29 mln di tonnellate,
sono in riduzione del 23% rispetto al terzo trimestre 2023 per effetto dei minori volumi lavorati presso la raffineria di
Sannazzaro e di Livorno a seguito del nuovo assetto industriale. Nel resto del mondo, le lavorazioni sono in riduzione del
5% rispetto al trimestre 2023, per minori volumi lavorati presso la raffineria partecipata di ADNOC. Nei nove mesi 2024,
le lavorazioni evidenziano un calo principalmente in Italia (-17%) per effetto dei driver citati nel commento ai risultati
trimestrali.
Chimica
Le vendite di prodotti chimici di 0,81 mln di tonnellate nel terzo trimestre 2024 sono in aumento del 6% rispetto al periodo
di confronto. Nei nove mesi 2024 le vendite sono pari a 2,43 mln di tonnellate, +4% rispetto al periodo di confronto.
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 5,33 TWh nel terzo trimestre 2024, in aumento del 3% rispetto al periodo di
confronto, per effetto della positiva performance industriale e del favorevole scenario dell’energia elettrica (14,56 TWh
nei nove mesi 2024, in riduzione del 6% a causa dello scenario negativo del mercato power).
Risultati
II Trim.
(102)
(222)
(152)
III Trim.
(€ milioni)
var %
Nove mesi
var %
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
(129)
(193)
(902)
(198)
(287)
(187)
(583)
(902)
(377)
(444)
(155)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
(165)
(348)
(117)
Utile (perdita) ante imposte adjusted
(139)
(235)
Utile (perdita) netto adjusted
(101)
(145)
Investimenti tecnici
Nel terzo trimestre 2024, il business Refining ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €31 mln, in calo rispetto
al terzo trimestre 2023 a causa dei deboli margini di raffinazione. Il risultato include il contributo di ADNOC R&GT. Nei
nove mesi 2024, il business ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €313 mln, in calo rispetto al periodo di
confronto per effetto dei margini di raffinazione più deboli e delle minori lavorazioni.
Nel terzo trimestre 2024, il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma
adjusted pari a €193 mln, in leggera riduzione rispetto alla perdita del terzo 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. Nei nove mesi 2024, la perdita proforma adjusted di €583 mln, (perdita di €377 mln nei
nove mesi 2023) riflette condizioni di mercato eccezionalmente avverse.
Nel terzo trimestre 2024, il business Power di produzione di energia elettrica da impianti a gas ha riportato l’utile operativo
proforma adjusted di €33 mln, in riduzione del 15% rispetto al terzo trimestre 2023, a causa del calo della domanda da
parte del Transmission Operator System (TSO) nell’ambito del mercato dei servizi ancillari. Nei nove mesi 2024, l’utile
operativo proforma adjusted di €83 mln, evidenzia una riduzione di €42 mln rispetto ai nove mesi 2023.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
Eni ha finalizzato il piano di trasformazione, decarbonizzazione e rilancio del business della chimica annunciato a marzo,
che prevede investimenti di circa €2 mld e la riduzione di circa 1 mln tonnellate delle emissioni CO2, pari a circa il 40%
del totale Versalis. Gli investimenti riguarderanno lo sviluppo di nuove piattaforme di prodotto in attività downstream a
elevato valore quali le rinnovabili, l’economia circolare e i mercati in crescita dei prodotti specializzati, dove Versalis ha
acquisito un eccellente posizionamento competitivo, riducendo al contempo l’esposizione alla chimica di base. Il piano
di trasformazione comprende anche lo sviluppo di attività nella bioraffinazione e nell’accumulo di energia presso gli
esistenti siti industriali. Il piano si propone di recuperare la profittabilità con ricadute positive sui livelli occupazionali,
allineando il business con la strategia Eni improntata alla tecnologia e focalizzata sulle attività legate alla transizione
energetica con vantaggi competitivi.
A settembre, Versalis, Bridgestone e Gruppo BB&G hanno firmato un accordo finalizzato alla creazione di una filiera
circolare per trasformare gli pneumatici a fine uso (PFU) in nuovi pneumatici. L’accordo consentirà lo sviluppo di un
modello per la creazione su scala industriale di una filiera sempre più sostenibile.
A ottobre, in linea con le iniziative di implementazione di economia circolare, dalla collaborazione tra Versalis e Vesta,
nasce ReUp, il nuovo brand nel settore dell’arredamento e dell’home decor per la produzione e la commercializzazione
di soluzioni in plastica ottenuta in tutto o in parte da fonti rinnovabili o da riciclo.
Risultati di sostenibilità
Tra i principali sviluppi della strategia di Gruppo finalizzata a rendere sempre più sostenibile la performance ESG delle attività
industriali del Gruppo si evidenzia:
In linea con la sua tradizionale attenzione alla salvaguardia della risorsa idrica, Eni ha assunto l’impegno a raggiungere
entro il 2035 la positività idrica in almeno il 30% dei propri siti con prelievi maggiori di 0,5 Mm3/anno di acqua dolce in
aree a stress idrico e ambisce alla positività idrica al 2050 nei propri siti operati, ispirata ai principi del Net Positive Water
Impact proposto dall’iniziativa CEO Water Mandate.
In occasione dell’evento IEA-COP29 dal tema “Turning Methane Pledges Into Action”, Eni ha pubblicato il suo primo
rapporto sulle emissioni di metano “Methane Report 2024”, che sottolinea l’impegno dell’azienda per la trasparenza e la
riduzione delle emissioni globali di metano, ribadendo l’impegno a conseguire emissioni di metano prossime allo zero
entro il 2030. Tale obiettivo si fonda sugli importanti risultati raggiunti nel contenimento delle emissioni dirette di metano
del Gruppo che si sono più che dimezzate negli ultimi sei anni (2018-2023), mentre l’intensità emissiva di metano
nell’Upstream, pari allo 0,06%, colloca Eni tra i leader del settore.
Rating ESG: nell’aggiornamento annuale (agosto 2024), Moody’s ESG Solutions ha ulteriormente migliorato il punteggio
e confermato il posizionamento di Eni in fascia Advanced, la migliore della metodologia, per le elevate capacità nella
gestione dei rischi ESG.
Risultati di Gruppo
II Trim.
21.715
1.581
1.554
3.185
4.107
3.532
Ricavi della gestione caratteristica
Utile (perdita) operativo
69.095
1.360
3.126
5.611
7.401
2.442
3.014
3.400
Enilive e Plenitude
var %
65.309
(250)
Utile operativo proforma adjusted
Utile (perdita) operativo adjusted
Nove mesi
22.319
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti
var %
20.658
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(102)
III Trim.
(€ milioni)
2.618
3.276
8.654
11.036
2.969
3.018
3.953
11.623
14.054
3.213
3.397
10.065
10.028
2.716
1.006
Refining, Chimica e Power
(129)
Corporate,
) altre
p attività ed
j elisioni di consolidamento
(254)
(337)
1.071
(187)
(173)
(249)
3.418
Utile (perdita) ante imposte adjusted
2.656
3.265
9.200
11.919
1.539
Utile (perdita) netto adjusted
1.292
1.837
4.429
6.718
Utile (perdita) netto
1.935
2.476
4.656
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
1.916
2.394
4.598
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(177)
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.271
1.818
1.519
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.673
1.803
4.372
6.660
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel terzo trimestre 2024 il Gruppo ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €3.400 mln, in calo del 14% rispetto
al periodo di confronto pari a circa €550 mln, spiegati dal deterioramento dei margini del business Refining (-€400 mln)
e dalla riduzione del 5% nella E&P (-€180 mln rispetto al terzo trimestre 2023) a seguito dei minori prezzi di realizzo in
parte compensati dalla crescita produttiva. Nei nove mesi 2024 l’utile operativo proforma adjusted del Gruppo di €11.623
mln è in calo del 17% rispetto ai nove mesi 2023, per effetto dello sfavorevole confronto con il 2023 del settore GGP (66% rispetto al 2023) 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 nei business
downstream per effetto della debole domanda e pressione competitiva in un contesto di eccesso di offerta. Tale trend è
stato in parte compensato dalla resiliente performance della E&P grazie anche all’incremento della produzione (+4%).
Nel terzo trimestre 2024, l’utile ante imposte adjusted di €2.656 mln, in riduzione di €609 mln (-19%) rispetto al trimestre
di confronto, riflette il trend dell’utile operativo adjusted e il minor contributo delle JV e associate valutate all’equity.
Nel terzo trimestre 2024, l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €1.271 mln ha registrato un calo del
30% rispetto al terzo trimestre 2023. Rispetto alla più contenuta riduzione del 19% 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 51,4% (rispetto al 43,7% 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, mentre è diminuito il
contributo all’utile ante imposte di Gruppo degli altri settori operanti in giurisdizioni OCSE con tax rate più contenuti.
Gli special item dei nove mesi 2024 di €1.673 mln comprendono oneri non monetari relativi a svalutazioni di asset del
settore E&P per €980 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 e dalla plusvalenza relativa alla cessione degli assets upstream nell’onshore
Nigeriano.
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Nove mesi
var. ass.
var. ass.
1.935
(1.391)
2.476
4.656
(2.180)
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
2.991
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
1.875
1.357
6.774
4.518
2.256
(165)
– plusvalenze nette su cessioni di attività
(382)
(371)
(566)
(429)
(137)
1.456
– dividendi, interessi e imposte
1.263
1.552
(289)
4.428
4.623
(195)
Variazione del capitale di esercizio
1.298
(140)
1.438
1.154
(894)
Dividendi incassati da partecipate
(273)
(1.483)
(296)
4.571
(2.021)
(547)
Imposte pagate
Interessi (pagati) incassati
Flusso di cassa netto da attività operativa
Investimenti tecnici
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e
partecipazioni
Altre variazioni relative all’attività di investimento
2.369
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(362)
Rimborso di passività per beni in leasing
(908)
Flusso di cassa del capitale proprio
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
1.409
1.682
(1.735)
(1.378)
(357)
(4.554)
(4.767)
(171)
(138)
(755)
(493)
(262)
(1.472)
2.997
3.519
(522)
9.472
10.944
(2.001)
(1.873)
(128)
(5.953)
(6.549)
(2.384)
(1.870)
(514)
1.059
1.008
1.686
1.146
(852)
(278)
(574)
(804)
(825)
1.127
1.359
(232)
2.017
3.086
(1.069)
(886)
(100)
1.021
(2.063)
(2.076)
(619)
(648)
(262)
(195)
(933)
(670)
(263)
(1.370)
(1.327)
(2.856)
(3.335)
1.549
1.462
1.549
1.549
(129)
1.419
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(853)
(1.844)
(838)
(608)
(230)
3.907
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
2.898
3.369
(471)
10.701
12.892
(2.191)
Nove mesi
var. ass.
III Trim.
II Trim.
2.369
(362)
(€ milioni)
Free cash flow
Rimborso di passività per beni in leasing
Debiti e crediti finanziari società acquisite
var. ass.
1.127
1.359
(232)
2.017
3.086
(1.069)
(262)
(195)
(933)
(670)
(263)
(482)
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
(591)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni ⁽ᵃ⁾
(908)
Flusso di cassa del capitale proprio
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
(554)
(293)
(261)
(1.370)
(1.327)
1.549
(482)
(155)
(1.275)
(492)
(783)
(2.856)
(3.335)
1.549
1.462
1.549
(414)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
(464)
(2.067)
(1.653)
Rimborsi lease liability
Accensioni del periodo e altre variazioni
(368)
(723)
(618)
(105)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(637)
1.338
(1.857)
(1.601)
(256)
(289)
(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
(€1.628 milioni e €672 milioni nei nove mesi 2024 e 2023, rispettivamente, €572 milioni e €483 milioni nel terzo trimestre 2024 e 2023, rispettivamente).
Il flusso di cassa netto da attività operativa dei nove mesi 2024 pari a €9.472 mln, include €1.409 mln di dividendi distribuiti
dalle partecipate, principalmente da Azule Energy, Vår Energi e ADNOC R&GT. Ha inoltre beneficiato di un maggiore
ammontare di crediti commerciali ceduti in operazioni di factoring con scadenza nei prossimi periodi di riferimento, rispetto
al quarto trimestre 2023 (in aumento di circa €0,4 mld).
Il flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted si ridetermina in €10.701 mln nei nove mesi
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.
Nel terzo trimestre 2024, il flusso di cassa relativo alla voce “Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate
ibride” include principalmente l’emissione di un bond perpetuo ibrido subordinato (€1,59 mld) da parte di una società del
gruppo per finanziare nello specifico la costruzione di unità FLNG da utilizzare in uno dei principali progetti del Gruppo.
La riconduzione del flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted al flusso di cassa netto
da attività operativa è riportata di seguito:
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
Nove mesi
2023 var. ass.
9.472
10.944
(1.472)
4.571
Flusso di cassa netto da attività operativa
(827)
Variazione del capitale di esercizio
(1.298)
(1.438)
(260)
(1.154)
Esclusione derivati su commodity
(152)
1.075
1.232
(157)
4.171
(264)
3.907
2.997
2023 var. ass.
3.519
(522)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
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
(250)
2.618
3.257
(639)
10.712
11.381
(669)
1.511
(1.522)
2.898
3.369
(471)
10.701
12.892
(2.191)
I capex organici di €6,1 mld nei nove mesi 2024 registrano una riduzione del 9,2% rispetto al periodo di confronto 2023. Al
netto di tali capex organici, il flusso di cassa discrezionale ante variazione circolante si ridetermina in €4,6 mld.
Le acquisizioni al netto dei disinvestimenti ammontano a circa €0,6 mld. Le acquisizioni sono riferite all’operatore upstream
Neptune Energy (€2,3 mld, incluso il debito netto acquisito), asset del business rinnovabili e a una rete di stazioni di servizio
in Spagna. Le dismissioni hanno riguardato gli asset E&P nell’onshore della Nigeria, il 10% della partecipazione di Saipem,
licenze di produzione in Congo, nonché il versamento in conto 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 nei nove mesi 2024 pari a circa €2 mld è dovuto al flusso di cassa netto da
attività operativa adjusted di €10,7 mld, all’emissione del bond ibrido (€1,6 mld) da parte di una società del gruppo, al netto
dei fabbisogni del circolante adjusted (circa €1,3 mld), agli investimenti di €6,1 mld, al pagamento dei dividendi agli azionisti
Eni e all’acquisto di azioni proprie di €3,4 mld (€1,1 mld di acquisto azioni e €2,3 mld di pagamento dividendi relativi alla terza
e quarta tranche del dividendo 2023 e alla prima tranche del dividendo 2024), all’effetto netto di acquisizioni/disinvestimenti
(€0,6 mld), ai debiti verso fornitori in relazione al sostenimento di costi capitalizzati per l’acquisto di impianti e macchinari
(€1,6 mld), nonché al pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€0,9 mld) e ad altre variazioni (€0,3 mld).
Al 18 ottobre 2024, sono state acquistate circa 63 mln di azioni con un esborso di €0,9 mld, nell’ambito del programma di
buyback 2024.
Stato patrimoniale riclassificato
1 gen. 2024
30 Sett. 2024
Immobili, impianti e macchinari
56.299
57.071
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.834
4.648
(186)
Attività immateriali
6.379
6.448
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.576
1.514
13.886
13.944
1.002
(2.031)
(1.428)
81.939
83.199
1.260
(€ milioni)
Var. ass.
Capitale immobilizzato
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
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
6.585
13.184
9.400
(3.784)
(14.231)
(11.190)
3.041
(2.112)
(2.576)
(464)
(15.533)
(15.363)
(892)
(695)
(13.398)
(13.839)
(441)
(748)
(693)
1.564
68.540
70.231
1.691
53.184
51.037
(2.147)
2.441
1.981
53.644
53.478
(166)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
9.560
11.627
2.067
Passività per beni leasing
5.336
5.126
(210)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
14.896
16.753
1.857
COPERTURE
68.540
70.231
1.691
CAPITALE INVESTITO NETTO
Patrimonio netto degli azionisti Eni
Interessenze di terzi
Patrimonio netto
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Gearing
Al 30 settembre 2024 il capitale immobilizzato (€83,2 mld) è aumentato di €1,3 mld rispetto al 1° gennaio 2024 per effetto
degli investimenti e dell’acquisizione del Gruppo Neptune Energy. Tali effetti positivi sono stati in parte compensati dalla
cessione degli asset onshore nigeriani finalizzata nel mese di agosto 2024, dall’effetto negativo delle differenze cambio (al
30 settembre 2024, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,120 rispetto al cambio di 1,105 al 31 dicembre 2023, +1,3%) che
hanno ridotto il book value delle attività denominate in dollari, e dagli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni di periodo.
Il patrimonio netto (€53,5 mld) è sostanzialmente invariato rispetto a fine 2023 per effetto dell’utile netto del periodo (€2,5
mld) e dell’emissione del bond ibrido da parte di una società del Gruppo (€1,6 mld) più che compensati dall’effetto della
remunerazione degli azionisti (dividendi distribuiti agli azionisti e riacquisto di azioni proprie per complessivi €3,4 mld),
nonché dalle differenze negative di cambio (circa €0,7 mld) che riflettono il deprezzamento del dollaro rispetto all’euro. Le
interessenze di terzi di €2,4 mld al 30 settembre 2024 includono: i) una partecipazione di minoranza acquisita da un fondo
di private equity nel capitale sociale di Plenitude (€0,4 mld); ii) un bond ibrido perpetuo subordinato emesso da una società
del Gruppo (€1,6 mld) classificato nel patrimonio netto in considerazione del diritto incondizionato del Gruppo di evitare il
trasferimento di liquidità o altre attività finanziarie agli obbligazionisti.
L’indebitamento finanziario netto 4 ante lease liability al 30 settembre 2024 è pari a €11,6 mld, in aumento di circa €2,1 mld
rispetto al 1° gennaio 2024. Il leverage 5 – rapporto tra indebitamento finanziario netto ante lease liabilities e patrimonio
netto – si attesta a 0,22 al 30 settembre 2024.
Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 29.
In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli
Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione
Indicatori Alternativi di Performance alle pag. 20 e seguenti del presente comunicato stampa.
Special item
Gli special item dell’utile operativo (al lordo del relativo effetto fiscale) sono rappresentati da oneri netti di €2.618 mln e €651
mln rispettivamente nei nove mesi e nel terzo trimestre 2024, con il seguente breakdown per settore:
E&P: oneri netti di €1.468 mln nei nove mesi 2024 (oneri netti di €65 mln nel terzo trimestre 2024) relativi principalmente
a writedown di proprietà in Alaska disponibili per la vendita il cui valore è stato allineato al fair value e di un asset
petrolifero 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 €1.675 mln nei nove mesi 2024 (oneri netti di €357 mln nel terzo 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 €1.532 mln e €504 mln nei nove
mesi e nel terzo 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 €15 mln e proventi di €43 mln nei nove mesi e terzo trimestre 2024, rispettivamente).
Enilive e Plenitude: proventi netti per €429 mln nei nove mesi (oneri netti di €2 mln nel terzo 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 €263 mln nei nove mesi (oneri netti di €216 mln nel terzo 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 (€286 mln e €118 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 €359 mln nei nove mesi (oneri netti di €11 mln nel terzo trimestre 2024)
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 dei nove mesi 2024 includono il provento relativo alla cessione degli asset onshore nigeriani di €0,4 mld
e alla vendita della quota del 10% della partecipazione di Eni in Saipem (€0,2 mld).
Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al terzo trimestre e ai nove mesi 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
terzo trimestre e nove mesi 2024 e ai relativi comparative period (terzo trimestre e nove mesi 2023 e secondo trimestre 2024). I flussi di cassa sono
presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 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 terzo trimestre 2024 e dei nove mesi 2024 sono gli stessi
adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2023 alla quale si rinvia.
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
IV trimestre
III trimestre
Previsione anno 2024*
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
(€ milioni)
II trimestre
III trimestre
IV trimestre
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
U tile (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
Enilive, Refining e Chimica
– Enilive
– Refining
– Chimica
(109)
(198)
(237)
Plenitude & Power
– Plenitude
– Power
Enilive e Plenitude
Riesposto
– 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.
Come anticipato a pag. 2, a seguito della nuova struttura organizzativa che riassegna le principali responsabilità di profitto, l’attuale segment
information di Gruppo sarà rivista a partire dal quarto trimestre 2024.
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 terzo trimestre e dei nove mesi 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
Refining, Chimica e
Power
(112)
(902)
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)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(153)
2.280
3.213
(111)
(543)
2.503
(1.255)
(107)
1.248
(106)
188,0
(163)
GRUPPO
Enilive e Plenitude
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
svalutazioni (riprese di valore) nette
Effetto eliminazione
utili interni
Global Gas & LNG
Portfolio
2.215
III Trimestre 2024
Corporate e Altre
attività
Exploration &
Production
(€ milioni)
(162)
1.360
(165)
(129)
(139)
(152)
(102)
(153)
(102)
(101)
(115)
(152)
(102)
(150)
2.442
3.400
(138)
(545)
2.656
(1.364)
1.292
1.271
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.271
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
GRUPPO
(161)
(285)
3.126
(250)
(152)
(313)
Special item dell’utile (perdita) operativo
(287)
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Effetto eliminazione
utili interni
Corporate e Altre
attività
2.542
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Enilive e Plenitude
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
III Trimestre 2023
Refining, Chimica e
Power
(€ milioni)
(213)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
2.620
(165)
(172)
3.014
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
3.397
(165)
(172)
3.953
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
(472)
2.770
(155)
(172)
3.265
(1.241)
(134)
(122)
(1.428)
(123)
1.837
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)
(506)
303,0
1.529
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.818
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
1.916
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
(177)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.818
Refining, Chimica e
Power
(794)
1.392
(902)
GRUPPO
Enilive e Plenitude
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Effetto eliminazione
utili interni
Global Gas & LNG
Portfolio
5.779
Nove mesi 2024
Corporate e Altre
attività
Exploration &
Production
(€ milioni)
5.611
(385)
(379)
1.329
1.643
(466)
1.532
1.075
1.468
7.247
1.675
(429)
1.047
(348)
(359)
(263)
2.618
8.654
2.818
10.065
1.006
(187)
(263)
2.969
11.623
(213)
(318)
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)
(1.667)
7.867
(235)
(378)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
(4.211)
(377)
(325)
3.656
(145)
(301)
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)
(115)
(377)
(381)
(1.665)
9.200
(4.771)
4.429
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.372
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
2.394
1.673
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.372
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
GRUPPO
(444)
(622)
7.401
Special item dell’utile (perdita) operativo
U tile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
U tile 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)
U tile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
U tile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
Effetto eliminazione
utili interni
1.138
Corporate e Altre
attività
7.086
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
Refining, Chimica e
Power
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
Nove mesi 2023
Enilive e Plenitude
(€ milioni)
1.057
1.232
1.111
1.432
7.503
2.525
10.028
(112)
(140)
(1.588)
8.188
(4.095)
2.570
2.716
(113)
2.605
(723)
1.056
1.071
(423)
(423)
(111)
(174)
(534)
4.093
1.882
(382)
1.018
(314)
704,0
3.276
11.036
3.018
14.054
(295)
(134)
(1.706)
1.178
11.919
(5.201)
6.718
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
6.660
U tile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
4.598
1.803
U tile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
6.660
Refining, Chimica e
Power
(572)
(152)
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
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
1.581
(134)
(385)
(517)
1.297
1.435
(257)
1.294
2.639
3.532
(249)
(155)
(102)
(371)
(499)
(175)
2.884
(1.606)
(102)
1.278
differenze e derivati su cambi
altro
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
GRUPPO
Enilive e Plenitude
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Effetto eliminazione
utili interni
Global Gas & LNG
Portfolio
1.345
II trimestre 2024
Corporate e Altre
attività
Exploration &
Production
(€ milioni)
1.554
3.185
4.107
(104)
(119)
(466)
(117)
3.418
(1.879)
1.539
1.519
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.519
Analisi degli special item
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
Nove mesi
(517)
Oneri ambientali (recupero costi da terzi)
(379)
1.435
Svalutazioni (riprese di valore) nette
1.643
(152)
1.075
1.232
(150)
1.111
Plusvalenze nette su cessione di asset
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
1.554
Derivati su commodity
Differenze e derivati su cambi
Altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
2.618
3.276
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
(316)
(413)
(766)
(171)
Oneri (proventi) su partecipazioni
di cui:
– plusvalenza SeaCorridor
(166)
(489)
(824)
– plusvalenza vendita quota 10% in Saipem
(166)
– plusvalenza netta cessione asset onshore Nigeriani
(371)
Imposte sul reddito
Totale special item dell’utile (perdita) netto
(138)
(682)
1.648
(371)
(681)
1.803
1.673
1.803
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo
II Trim.
2.639
3.532
Nove mesi
III Trim.
(€ 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
Utile operativo proforma adjusted GGP
var %
var %
2.280
2.620
7.247
7.503
2.818
2.525
3.213
3.397
10.065
10.028
2.570
2.716
1.047
1.056
1.006
1.071
Utile operativo adjusted Enilive e Plenitude
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted Enilive e Plenitude
(165)
(348)
Utile operativo proforma adjusted Refining, Chimica e Power
(129)
(187)
Utile operativo adjusted altri settori
(152)
(165)
(263)
(423)
Effetto eliminazione utili interni
(102)
(172)
3.400
3.953
11.623
14.054
(155)
(102)
4.107
Utile operativo adjusted Refining, Chimica e Power
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted di Gruppo⁽ᵃ⁾
(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
(150)
2.442
Utile operativo
5.611
2.664
8.654
(346)
(104)
Proventi/oneri finanziari
(664)
(316)
Proventi/oneri da partecipazioni
1.498
(413)
1.085
1.360
Special
items
Risultati
reported
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Nove mesi
Riclassifica
oneri
finanziari
III Trimestre
(€ milioni)
(1.104)
(122)
(138)
(1.364)
1.292
1.271
Risultati
reported
(539)
Imposte sul reddito
(3.969)
(120)
(682)
(4.771)
Utile netto
2.476
1.648
4.429
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
2.394
1.673
4.372
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Nove mesi
Profit on
stock
III Trimestre
Risultati
adjusted
(250)
3.014
Utile operativo
7.401
3.241
11.036
(120)
(122)
Proventi/oneri finanziari
(363)
Proventi/oneri da partecipazioni
2.038
(766)
1.272
Risultati
reported
3.126
(€ milioni)
(1.503)
(1.428)
1.935
(177)
1.837
1.916
(177)
Risultati
reported
1.818
(389)
Imposte sul reddito
(4.420)
(100)
(681)
(5.201)
Utile netto
4.656
1.803
6.718
1.803
6.660
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
4.598
Risultati
reported
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
II Trim.
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Utile operativo
1.581
1.481
3.185
Proventi/oneri finanziari
(102)
(189)
(171)
(€ milioni)
Proventi/oneri da partecipazioni
Imposte sul reddito
Utile netto
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
(1.377)
(489)
(1.879)
1.539
1.519
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
III Trim.
II Trim.
(€ milioni)
Nove mesi
var %
var %
6.299
Exploration & Production
5.693
6.004
17.600
17.569
2.603
Global Gas & LNG Portfolio
3.256
3.001
10.259
14.689
7.434
Enilive e Plenitude
14.057
(9.187)
Refining, Chimica e Power
7.379
8.246
23.335
24.548
12.208
14.210
38.863
38.970
1.490
1.394
(26.238)
(28.075)
65.309
69.095
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
21.715
(8.381)
(9.600)
20.658
22.319
Costi operativi
II Trim.
III Trim.
17.087
Nove mesi
(€ milioni)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
16.833
16.944
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
17.934
var %
51.281
54.051
2.479
2.203
17.649
17.657
53.834
56.364
var %
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
III Trim.
II Trim.
1.569
(€ milioni)
Exploration & Production
Global Gas & LNG Portfolio
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
Refining, Chimica e Power
Nove mesi
1.482
1.443
4.667
4.539
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
1.842
1.769
3.363
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
1.982
1.805
3.433
Radiazioni
2.039
1.890
1.928
1.435
var %
var %
5.728
5.494
1.643
7.371
5.919
7.531
6.139
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
Nove mesi 2024
Exploration & Global Gas &
Production LNG Portfolio
Enilive e
Refining,
Plenitude Chimica e Power
Corporate e
altre attività
Gruppo
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
1.498
Altri proventi (oneri) netti
1.286
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 Sett. 2024
Var. ass.
28.729
30.141
1.412
– Debiti finanziari a breve termine
7.013
8.275
1.262
– Debiti finanziari a lungo termine
21.716
21.866
Disponibilità liquide ed equivalenti
(10.193)
(9.367)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(6.782)
(6.543)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
(2.194)
9.560
(2.604)
11.627
(410)
2.067
Passività per beni in leasing
5.336
5.126
(210)
– di cui working interest Eni
4.856
4.647
(209)
– di cui working interest follower
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
14.896
16.753
1.857
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
53.644
53.478
(166)
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 Sett. 2024
31 Dic. 2023
9.367
6.543
13.547
6.585
3.857
41.603
10.193
6.782
16.551
6.186
5.637
46.705
57.071
4.648
6.448
1.514
12.636
1.308
2.618
4.424
3.960
94.768
2.992
139.363
56.299
4.834
6.379
1.576
12.630
1.256
2.301
4.482
3.393
93.292
2.609
142.606
4.012
4.263
1.074
17.472
5.148
32.820
4.092
2.921
1.128
20.654
1.685
5.579
36.059
21.937
4.052
15.363
5.180
4.388
51.637
1.428
85.885
4.005
34.126
4.605
7.982
(2.075)
2.394
51.037
2.441
53.478
139.363
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
II Trim.
21.715
1.342
23.057
(17.087)
20.658
22.319
65.309
69.095
Altri ricavi e proventi
21.016
1.933
67.242
69.840
(16.944) (51.281)
(54.051)
Totale ricavi
(16.833)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
(109)
Altri proventi (oneri) operativi
(1.435)
Nove mesi
Ricavi della gestione caratteristica
(822)
(1.928)
III Trim.
(€ milioni)
Ammortamenti
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni in leasing
22.650
(110)
(818)
(663)
(2.479)
(2.203)
(266)
(1.842)
(140)
(1.769)
(5.728)
(1.643)
(5.494)
(425)
1.581
Radiazioni
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
1.360
3.126
(160)
5.611
(220)
7.401
1.391
Proventi finanziari
1.650
1.874
4.480
5.070
(2.054)
(2.126)
(5.489)
(5.678)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Strumenti finanziari derivati
(346)
(120)
(664)
(363)
(1.610)
(102)
Oneri finanziari
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
1.048
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
2.072
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
1.498
2.038
1.648
3.438
6.445
9.076
(1.104)
(1.503)
(3.969)
(4.420)
Utile (perdita) netto
1.935
2.476
4.656
di competenza:
– azionisti Eni
1.916
2.394
4.598
3.160,1
3.223,1
3.290,2
3.300,0
3.184,2
3.247,1
3.324,3
3.334,2
(1.377)
Imposte sul reddito
– interessenze di terzi
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
– semplice
– diluito
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
3.191,4
3.254,4
– semplice
– diluito
PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
III Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto del periodo
Nove mesi
1.935
2.476
4.656
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
Effetto fiscale
Componenti riclassificabili a conto economico
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
(2.553)
1.097
(944)
(2.383)
1.344
(682)
(280)
(300)
(344)
(118)
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
(2.553)
1.111
(947)
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
(2.009)
3.046
1.529
5.351
(1.982)
3.027
1.494
5.293
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
55.230
5.351
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
(2.259)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Acquisto azioni proprie
(1.038)
Emissione bond convertibile
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
2.054
57.284
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 settembre 2023
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
56.847
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2024
Totale utile (perdita) complessivo
53.644
1.529
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
(2.288)
Emissione di obbligazioni ibride perpetue
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Opzione put su Plenitude
1.610
(387)
Acquisto di azioni proprie
Operazione Plenitude – cessione EIP
(1.117)
Costi emissione obbligazioni ibride perpetue
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 settembre 2024
di competenza:
– azionisti Eni
(166)
53.478
51.037
– interessenze di terzi
2.441
RENDICONTO FINANZIARIO
III Trim.
II Trim.
1.928
1.435
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
Radiazioni
Nove mesi
1.935
2.476
4.656
1.842
1.769
5.728
5.494
1.643
(357)
(791)
(1.048)
(350)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(180)
(165)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(382)
(566)
(429)
(130)
(161)
(109)
(135)
(347)
(371)
1.104
1.503
3.969
4.420
(107)
(527)
1.298
(140)
1.154
(119)
1.377
Dividendi
Interessi attivi
Interessi passivi
Imposte sul reddito
Altre variazioni
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(466)
– rimanenze
(1.025)
(337)
1.038
2.224
– crediti commerciali
1.615
(615)
4.072
5.428
(212)
– debiti commerciali
(1.260)
(3.211)
(7.680)
(184)
– fondi per rischi e oneri
(358)
(156)
(535)
– altre attività e passività
2.524
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
1.409
1.682
(366)
(1.483)
Interessi incassati
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
(240)
(239)
(994)
(747)
(1.735)
(1.378)
(4.554)
(4.767)
4.571
Flusso di cassa netto da attività operativa
2.997
3.519
9.472
(2.790)
Flusso di cassa degli investimenti
(2.539)
(2.438)
(8.965)
(8.716)
(1.901)
– attività materiali
(1.884)
(1.806)
(5.605)
(6.357)
(348)
– diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(120)
– attività immateriali
(373)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
(174)
– partecipazioni
(199)
(117)
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
– attività materiali
– attività immateriali
(2.191)
(192)
(1.844)
(628)
(540)
(1.242)
(202)
(413)
(451)
(527)
1.510
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute
10.944
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
(413)
(219)
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Flusso di cassa netto da attività di investimento
1.021
(1.615)
(1.805)
(7.320)
(6.837)
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
III Trim.
II Trim.
(€ milioni)
2.070
Assunzione di debiti finanziari a lungo termine
(1.253)
Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
Nove mesi
3.366
4.971
(1.030)
(2.374)
(3.618)
(2.883)
(262)
(195)
(933)
(670)
(1.099)
(623)
(367)
(2.736)
(362)
Rimborso di passività per beni in leasing
(489)
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
(728)
Dividendi pagati ad azionisti Eni
(779)
(790)
(2.274)
(2.299)
Dividendi pagati ad altri azionisti
(168)
Apporti netti di capitale da azionisti terzi
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
(1.136)
1.549
(1.013)
Acquisto di azioni proprie
Emissioni nette di obbligazioni ibride perpetue
(570)
1.549
Altri apporti
(607)
(2.946)
(4.740)
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni ibride perpetue
(990)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(2.146)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
1.419
8.801
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
10.220
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
(3.598)
(853)
10.220
(1.844)
11.417
(838)
10.205
(608)
10.181
9.367
9.573
9.367
9.573
var %
Investimenti tecnici
II Trim.
III Trim.
1.320
Exploration & Production
di cui: – ricerca esplorativa
1.208
(€ milioni)
– sviluppo di idrocarburi
Global Gas & LNG Portfolio
Enilive e Plenitude
– Enilive
Nove mesi
var %
1.384
1.425
4.269
5.324
1.304
1.213
3.893
4.724
– Plenitude
Refining, Chimica e Power
– Refining
– Chimica
– Power
2.001
1.873
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
2.021
Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾
5.953
6.549
(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 (€572 milioni e €483 milioni nel terzo trimestre 2024 e 2023, rispettivamente, €1.628 milioni e €672 milioni nei nove mesi 2024 e nei nove mesi 2023,
rispettivamente).
Nei nove mesi 2024 gli investimenti di €5.953 mln (€6.549 mln nei nove mesi 2023) evidenziano un decremento del 9%
rispetto al periodo di confronto, in particolare:
nel settore Exploration & Production, gli investimenti sono relativi principalmente allo sviluppo di giacimenti di
idrocarburi (€3.893 mln) in particolare in Costa d’Avorio, Congo, Italia, Egitto, Iraq, Libia, Algeria, Kazakhstan e Emirati
Arabi Uniti;
nel settore Enilive e Plenitude, gli investimenti Plenitude (€671 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 (€219 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 (€300
mln), per la nuova bioraffineria di Livorno, per l’attività di mantenimento e stay-in-business e nel business della chimica
(€158 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 (€123
mln).
Exploration & Production
PRODUZIONE DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA
II Trim.
III Trim.
Nove mesi
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
1.661
1.635
1.704
1.637
Italia
Resto d’Europa
1.712
(mgl di boe/giorno)
Australia e Oceania
Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾
– di cui società in Joint Venture e collegate
Produzione venduta ⁽ᵃ⁾
(mln di boe)
PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA
II Trim.
Italia
(mgl di barili/giorno)
III Trim.
Nove mesi
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di petrolio e condensati
– di cui società in Joint Venture e collegate
PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
II Trim.
Italia
(mln di metri cubi/giorno)
III Trim.
Nove mesi
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 119 mila boe/giorno nel terzo trimestre 2024 e 2023, rispettivamente, 125 e 125 mila boe/giorno nel nove mesi 2024 e 2023,
rispettivamente e 125 mila boe/giorno nel secondo trimestre 2024).