(AGENPARL) – gio 27 febbraio 2025 Eni: risultati del quarto trimestre e dell’esercizio 2024
I risultati del 4° trimestre confermano la solidità del modello aziendale Eni, fondato sulla disciplina nei costi e negli
investimenti.
I risultati operativi e finanziari del Gruppo nel 2024 superano le attese iniziali grazie all’efficace esecuzione della
strategia.
Gli investimenti di KKR in Enilive e di EIP in Plenitude confermano l’appetibilità dei satelliti Eni focalizzati sulla
transizione in un anno di solidi progressi strategici.
Il rapporto d’indebitamento “proforma” del Gruppo si attesta al 15%, grazie ai rapidi progressi della manovra di
portafoglio.
Assicurati ritorni agli azionisti di oltre €5 mld grazie ai risultati industriali e all’azione di rientro del debito.
San Donato Milanese, 27 febbraio 2025 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha
approvato i risultati consolidati del quarto trimestre e dell’esercizio 2024 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni,
ha commentato:
“Nel 2024, crescita e creazione di valore hanno raggiunto un livello di eccellenza, supportati dalla nostra struttura finanziaria e dalla disciplina nei costi. La nostra
posizione di leadership nell’industria è frutto della competitività del portafoglio di attività e del coerente disegno gestionale e finanziario del modello satellitare, che
ha concretizzato oltre €21 mld di valore d’impresa nel corso dell’anno.
Continuiamo a estrarre valore dal nostro portafoglio di risorse, con E&P che ha conseguito un incremento del 3% nella produzione di gas e petrolio guidato dagli avvii
di progetti organici e dall’integrazione di Neptune. Ne abbiamo accresciuto il valore attraverso la creazione di un nuovo satellite geograficamente focalizzato in
combinazione con Ithaca Energy nel Mare del Nord, portando nel contempo avanti la dismissione di attività mature e non strategiche. La nostra esplorazione ha
proseguito nel proprio percorso di risultati di assoluto rilievo, con 1,2 mld di boe di nuove risorse, che costituiscono la base per lo sviluppo futuro e aprono opportunità
di monetizzazione anticipata delle scoperte, in linea con il nostro dual model. Il business della chimica, impattato dalle debolezze strutturali dell’industria europea,
ha avviato un processo di ristrutturazione e di trasformazione che farà leva sulle nostre competenze tecnologiche nel costruire business caratterizzati da vantaggi
competitivi nella transizione energetica e nell’economia circolare.
Plenitude ed Enilive hanno entrambe conseguito gli obiettivi annuali in termini di EBITDA, nonostante il contesto di mercato sfidante, evidenziando il valore del nostro
approccio focalizzato sul lungo termine. I risultati operativi sono stati eccellenti, come evidenziano la crescita della capacità installata di rinnovabili e delle lavorazioni.
Applicando il nostro consolidato modello satellitare, stiamo avanzando nella realizzazione dei progetti CCS in Italia e nel Regno Unito, ponendo le basi per la creazione
di un nuovo satellite legato alla transizione, facendo leva sulle nostre competenze distintive e sul posizionamento dei nostri asset.
Questi eccellenti progressi strategici e operativi hanno consentito di realizzare €14,3 mld di utile operativo proforma adjusted e €13,6 mld di flusso di cassa adjusted,
entrambi ben superiori alle nostre previsioni.
Dopo aver finanziato €8,8 mld di investimenti organici, livello minore rispetto alle stime iniziali, la gestione ha reso disponibile un avanzo pari a circa €5 mld, in grado
di coprire la remunerazione degli azionisti, che comprende un dividendo incrementato rispetto al 2023 e un ritmo accelerato nel programma di riacquisto di azioni
proprie quasi raddoppiato a €2 mld. Inoltre, le nostre operazioni di portafoglio hanno consentito di traguardare un minimo storico nel rapporto d’indebitamento
attestatosi su base proforma al 15%, che ci assicura la flessibilità finanziaria per continuare a investire nel business e a remunerare i nostri azionisti attraverso i cicli
dell’industria.”
Principali dati operativi e risultati economico-finanziari
III Trim.
IV Trim.
1.661
3.400
2.442
Produzione di idrocarburi
mgl di boe/g
Esercizio
var %
1.716
1.708
1.707
1.655
var %
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
Utile operativo proforma adjusted ⁽ᵃ⁾
€ milioni
2.699
3.755
14.322
17.809
società consolidate
1.694
2.769
10.348
13.805
società partecipate rilevanti ⁽ᵇ⁾
1.005
3.974
4.004
2.780
3.339
13.022
13.538
1.274
3.599
Utile operativo proforma adjusted (per settore) ⁽ᵃ⁾
3.259
Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power
1.143
1.253
(192)
Refining e Chimica
Enilive e Plenitude
(275)
(134)
(713)
(259)
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(218)
(369)
(404)
(627)
2.656
Utile netto ante imposte adjusted ⁽ᵃ⁾
1.932
3.189
11.132
15.108
1.271
Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᶜ⁾
1.662
5.264
8.322
Utile (perdita) netto ⁽ᶜ⁾
2.641
4.771
2.898
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾
2.889
3.606
13.590
16.498
2.997
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.620
4.175
13.092
15.119
1.995
Investimenti organici ⁽ᵈ⁾
2.693
2.433
8.804
9.160
11.627
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
12.175
10.899
12.175
10.899
53.478
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
55.691
53.644
55.691
53.644
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage proforma ⁽ᵉ⁾
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure vedi pagine 19 e successive.
(b) Per le principali JV/collegate vedi “Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo” a pagina 25.
(c) Di competenza azionisti Eni.
(d) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
(e) Considera gli incassi delle operazioni definite nel 2024 non ancora finalizate relative alle cessioni della quota di Enilive, seconda tranche di Plenitude e ulteriori transazioni.
Highlight strategici e finanziari
Nel quarto trimestre Eni ha realizzato ulteriori progressi nella strategia di crescita e generazione di valore facendo leva sul
portafoglio di asset e sul modello satellitare, confermando il distintivo vantaggio competitivo del gruppo nella transizione.
Nel quarto trimestre ’24, produzione di idrocarburi pari a 1,72 mln boe/g (su base annua a 1,71 mln boe/g, +3%)
assicurando ai mercati forniture energetiche affidabili e competitive.
Avviata a dicembre, in linea con i piani, la fase II del Progetto a olio Baleine, al largo della Costa d’Avorio, grazie alla
rapidità di esecuzione e allo sviluppo per fasi che hanno consentito di ridurre i tempi di commercializzazione.
Anche il progetto Congo FLNG avanza speditamente verso il completamento atteso a fine 2025, con il varo della nave
galleggiante di produzione di GNL Nguya che consentirà di incrementare la capacità di liquefazione del progetto fino a
3 MTPA dagli attuali 0,6 MTPA.
L’esplorazione continua a registrare eccellenti risultati con 1,2 mld di risorse aggiunte nell’anno, segnando l’avvio di una
nuova fase di crescita del gas grazie alle rilevanti scoperte nell’offshore dell’Indonesia e di Cipro.
Nel 2024, capacità installata da fonti rinnovabili in aumento del 37% a 4,1 GW; lavorazioni bio in crescita del 29%. Avviato
in Sicilia il primo impianto per la produzione di bio-jet.
Enilive e Plenitude hanno conseguito entrambe l’obiettivo di EBITDA annuale, complessivamente pari a €1,9 mld.
Gli investimenti strategici del 2024 di KKR in Enilive con l’acquisizione del 25% e di EIP in Plenitude, con l’incremento
della partecipazione al 10%, per un ammontare complessivo di €3,1 mld, confermano l’appetibilità del nostro modello
satellitare con la costituzione di entità focalizzate sulla transizione in grado di attrarre capitali specializzati per finanziare
lo loro crescita indipendente, al contempo esplicitando valore per Eni. Nel febbraio 2025, in linea con l’accordo della
prima operazione, è stato concordato con KKR l’aumento della propria partecipazione in Enilive del 5% fino a raggiungere
complessivamente il 30%, rafforzando ulteriormente l’opportunità di investimento per i nostri satelliti legati alla
transizione.
In linea con i precedenti successi di Vår Energi e di Azule Energy, è stato costituito un nuovo satellite nell’upstream
attraverso la combinazione del portafoglio di attività a olio e a gas di Eni e di Ithaca Energy nel Regno Unito, al fine di
massimizzare le opzioni di crescita e i ritorni.
La leadership tecnologica del gruppo Eni sarà potenziata attraverso il nuovo sistema di super calcolo HPC6 (HighPerformance Computing 6) che si colloca tra i migliori cinque al mondo e primo nel settore.
Facendo leva sulla significativa scoperta del Blocco 6 nell’offshore di Cipro, nel febbraio 2025 è stato firmato un
importante accordo per esportare il gas cipriota in Europa attraverso l’Egitto.
L’accelerazione del programma di valorizzazione del portafoglio e il maggior contributo rispetto a quanto pianificato hanno
consentito di distribuire agli azionisti €5,1 mld di cassa attraverso i dividendi e l’esecuzione di un programma di acquisto di
azioni proprie quasi raddoppiato a €2 mld, completato all’80%.
Il rapporto d’indebitamento proforma si attesta al 15% beneficiando dei prossimi incassi dalle cessioni della quota del
25% di Enilive a KKR (€2,9 mld) e della seconda tranche di Plenitude a EIP (circa €0,2 mld) nonché di ulteriori transazioni
in corso.
I recenti successi esplorativi hanno creato significative opportunità di monetizzazione anticipata e di esplicitazione di
valore.
I risultati del quarto trimestre riflettono i progressi della nostra strategia e la continua disciplina finanziaria.
Nel quarto trimestre 2024 è stato conseguito l’utile operativo proforma adjusted 1 di €2,7 mld e l’utile netto adjusted di
€0,9 mld. Il flusso di cassa adjusted di €2,9 mld è stato sostenuto dai continui progressi nell’attuazione della strategia,
dal contributo dei nuovi progetti e dalla disciplina finanziaria.
Nel quarto trimestre 2024 il settore Exploration & Production ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €2,8
mld sostenuto dall’apporto di barili a più elevata redditività dei nuovi progetti, dall’efficace esecuzione e dal controllo dei
costi, nonostante l’indebolimento del Brent abbia influenzato sia il confronto con il trimestre dell’anno precedente sia
quello sequenziale (-17% e -15%, rispettivamente). Solido livello produttivo nel trimestre, in crescita del 3% su base
sequenziale (invariato rispetto al trimestre di confronto) beneficiando della maggiore attività in Kazakhstan e Libia, del
ramp-up produttivo dei nuovi progetti in Costa d’Avorio, Congo e Mozambico nonostante la finalizzazione di alcuni
disinvestimenti.
Nel quarto trimestre 2024 l’utile operativo proforma adjusted del settore GGP e Power è stato stabile a €0,28 mld.
Enilive ha conseguito l’EBITDA proforma adjusted di €0,14 mld sostenuto dalla performance del marketing, parzialmente
compensata dalla riduzione dei margini dei biocarburanti. Nel quarto trimestre Plenitude ha ottenuto l’EBITDA proforma
adjusted di €0,21 mld, grazie alla solida performance dell’attività retail.
1 Come anticipato nel comunicato stampa sui risultati del terzo trimestre, sono state apportate modifiche non significative ai reporting segment per
riflettere la nuova organizzazione efficace a partire da questo trimestre, cioè Power aggregato al settore GGP e l’attività di trading oil inclusa in E&P.
Maggiori dettagli sono forniti nella sezione “Criteri di redazione” a pag. 17.
Il business Refining ha conseguito una perdita operativa proforma adjusted di €0,04 mld, in peggioramento sia su base
sequenziale sia nel confronto con lo stesso periodo dell’anno precedente, a causa del deterioramento dei margini dei
prodotti e delle minori lavorazioni. La chimica ha registrato una perdita di €0,23 mld in linea con i precedenti trimestri
risentendo dell’ininterrotta contrazione dell’industria europea a causa della debole domanda, della pressione
competitiva e dei costi energetici più elevati rispetto ad altre geografie.
Su base annua, il gruppo ha conseguito pienamente le previsioni di utile (+€1,7 mld a scenario costante, con €14,3 mld
di utile proforma adjusted) grazie al contributo della E&P, alla performance di GGP superiore del 40% rispetto alla
guidance iniziale e ai significativi contributi di Enilive/Plenitude in uno scenario sfavorevole.
Nell’esercizio 2024 il flusso di cassa operativo adjusted prima del capitale circolante è stato pari a €13,6 mld superiore
alle previsioni (+€1,0 mld), ampiamente eccedente il fabbisogno per gli investimenti organici di €8,8 mld, anch’esso in
riduzione rispetto alla guidance di €9 mld. Il free cash flow organico di circa €5 mld ha sostanzialmente finanziato la
remunerazione degli azionisti di €5,1 mld e unitamente agli incassi netti da dismissione di €0,2 mld ha consentito di
contenere l’indebitamento finanziario netto a €12,2 mld, che sconta l’acquisizione di Neptune (€2,4 mld) a inizio anno.
Outlook 2025
Le prospettive del business e i principali target industriali e finanziari a breve/medio e lungo termine saranno illustrati nella
Strategy Presentation prevista alle ore 14.00 nella giornata odierna. Il contenuto del Capital Markets Update sarà diffuso con
un comunicato stampa emesso in giornata prima della conference call, disponibile sul sito web di Eni (eni.com), e secondo
le altre modalità previste dai listing standard.
Segmenti di business: risultati operativi e finanziari
Exploration & Production
Produzione e prezzi
III Trim.
80,18
1,098
1.661
55,95
73,88
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
IV Trim.
74,69
1,067
1.716
54,46
69,02
84,05
1,075
1.708
57,48
77,53
var %
Esercizio
80,76
82,62
1,082
1,081
1.707
1.655
55,43
56,23
73,64
74,87
var %
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel quarto trimestre 2024 la produzione di idrocarburi è stata in media di 1,72 mln di boe/giorno (1,71 mln di boe/giorno
nell’anno). La produzione è aumentata del 3% rispetto al 2023 per effetto della crescita organica e della piena
integrazione di Neptune, scontando la cessione delle attività in Nigeria, Alaska e Congo nell’ambito del piano di
valorizzazione del portafoglio E&P. La crescita organica è stata alimentata dalla progressiva regimazione del progetto
Baleine in Costa d’Avorio, in Congo e in Mozambico, nonché dai maggiori contributi di Messico e Libia.
La produzione di petrolio è stata di 786 mila barili/giorno nel quarto trimestre 2024, in aumento dell’1% rispetto al quarto
trimestre 2023 (784 mila barili/giorno nell’anno, +2% vs. 2023) per effetto principalmente dell’acquisizione di Neptune e
della crescita in Costa d’Avorio, Messico e Libia. Questi incrementi sono stati in parte compensati dai minori contributi
in Egitto e Kazakhstan nonché dal declino dei campi maturi e dalla cessione delle attività.
La produzione di gas naturale è stata di 138 mln di metri cubi/giorno, in aumento dell’1% rispetto al quarto trimestre
2023 (137 mln di metri cubi/giorno nell’anno, +5% vs. 2023) per effetto principalmente dell’acquisizione di Neptune e
della crescita in Congo, Mozambico e Libia. Questi incrementi sono stati in parte compensati dal declino dei campi
maturi e dal rallentamento delle attività in Egitto a seguito della difficoltà da parte delle aziende di Stato nel finanziare la
loro quota di spesa.
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.
Riserve certe di idrocarburi – dati preliminari
(bboe)
Riserve certe al 31 dicembre 2023
Promozioni
Produzione
Riserve certe al 31 dicembre 2024
Tasso di rimpiazzo all sources
(0,6)
Nel 2024 le promozioni nette di riserve certe sono state di 0,7 mld di boe. Le promozioni sono riferibili a nuove scoperte,
estensioni e revisioni di precedenti stime. Tali incrementi rapportati alla produzione dell’anno esprimono un tasso di
rimpiazzo all sources del 113%.
La vita residua delle riserve è di 10,4 anni al 31 dicembre 2024.
L’informativa completa sulle riserve certe di idrocarburi sarà fornita nella Relazione Finanziaria Annuale e nell’Annual
Report on Form 20-F 2024.
Risultati
III Trim.
var %
2.780
3.339
13.022
13.538
di cui: società partecipate rilevanti
3.802
3.414
1.450
6.715
8.693
1.090
1.000
2.505
1.431
1.796
2.450
9.220
10.124
10.247
11.239
2.326
2.552
1.286
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special items
Utile (perdita) operativo adjusted delle società
consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
2.219
2.893
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
1.429
4.777
5.648
Costi di ricerca esplorativa:
1.785
1.810
6.055
7.135
costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
radiazione di pozzi di insuccesso
1.384
Esercizio
Utile operativo proforma adjusted
var %
3.259
2.264
IV Trim.
(€ milioni)
Investimenti tecnici
Nel quarto trimestre 2024 il settore Exploration & Production ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €2.780
mln, in riduzione del 17% rispetto al quarto trimestre 2023, a causa dei minori prezzi di realizzo dei liquidi che riflettono
la riduzione del prezzo del petrolio in dollari (marker Brent -11% nel trimestre). Tale effetto negativo è stato in parte
compensato dai maggiori prezzi di realizzo del gas naturale (+2% rispetto al corrispondente periodo del 2023) nonché
dalla crescita produttiva e dalle azioni di efficienza. Nel 2024, l’utile operativo proforma adjusted di €13.022 mln è in calo
del 4% rispetto al 2023 a causa degli stessi driver del trimestre.
Nel quarto trimestre 2024, il settore ha registrato un utile netto adjusted di €986 mln, in riduzione del 31% rispetto al
quarto trimestre 2023 principalmente per il minore risultato della gestione industriale, parzialmente compensato dal
maggior contributo delle JV e collegate. L’utile netto adjusted di €4.777 mln nell’esercizio 2024 evidenzia una riduzione
del 15% rispetto all’esercizio 2023.
Nel quarto trimestre 2024, il tax rate si attesta a circa il 56%, in aumento di 5 punti percentuali rispetto al quarto trimestre
2023 (nei dodici mesi in aumento di circa 3 punti percentuali). Il tax rate del 2024 del settore Exploration & Production
riflette l’attuale mix geografico dei profitti con la maggiore incidenza di paesi a più elevata fiscalità e l’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
Incremento del portafoglio esplorativo nel 2024 di 1,2 mld di boe, grazie al contributo di Indonesia, in Costa d’Avorio di
Calao, all’attività di appraisal presso la scoperta Cronos a Cipro e a due scoperte in Messico.
A novembre, finalizzata la cessione a Hilcorp del 100% dei giacimenti Nikaitchuq e Oooguruk in Alaska.
A novembre, firmati contratti esplorativi con il Ministero delle Miniere, del Petrolio e dell’Energia della Costa d’Avorio per
l’acquisizione di quattro blocchi offshore che si estendono per circa 5.720 kmq, localizzati vicino alla scoperta di Calao.
A dicembre, avviata in produzione la Fase 2 del progetto Baleine, che segna un passo importante nello sviluppo delle
riserve offshore della Costa d’Avorio. L’unità galleggiante di produzione e stoccaggio (FPSO – Floating Production,
Storage and Offloading Unit) Petrojarl Kong è stata realizzata nei tempi e nei costi previsti, in linea con il nostro approccio
accelerato per ridurre il time-to-market, affiancando l’attuale FSO Yamoussoukro. Il gas associato soddisferà la
domanda di energia locale attraverso il collegamento con un gasdotto realizzato già durante la Fase 1 del progetto.
A novembre, nell’ambito del piano di espansione in corso del progetto Congo LNG, inaugurata l’unità galleggiante Nguya
FLNG (Floating Liquefied Natural Gas). La FNLG con una capacità di liquefazione di 2,4 mln di tonnellate/anno,
affiancherà l’attuale Tango FLNG, in produzione da dicembre 2023 con una capacità di 0,6 mln di tonnellate/anno. Il
progetto è previsto raggiungere la capacità di liquefazione complessiva (3 mln di tonnellate/anno) alla fine del 2025.
A febbraio, firmato un importante accordo con le competenti autorità di Egitto e Cipro per lo sfruttamento della scoperta
a gas di Cronos nel Blocco 6 nell’offshore di Cipro che consentirà l’esportazione del gas in Europa attraverso
l’infrastruttura Eni esistente in Egitto, gli impianti di trattamento del giacimento di Zohr e la capacità di liquefazione
dell’impianto GNL di Damietta.
Global Gas & LNG Portfolio e Power
Vendite e produzione
IV Trim.
III Trim.
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/MWh
Spread PSV vs. TTF
Vendite di gas naturale
var %
Esercizio
var %
mld di metri cubi
Italia
24,40
24,40
Resto d’Europa
23,40
23,84
22,14
21,55
15,26
13,61
50,88
50,51
20,16
20,66
10,79
Importatori in Italia
Mercati europei
Resto del Mondo
Totale vendite gas ⁽ᵃ⁾
Vendite di GNL
Power
Produzione termoelettrica
(a) Include vendite intercompany.
Global Gas & LNG Portfolio
Nel quarto trimestre 2024, le vendite di gas naturale di 15,26 mld di metri cubi sono in aumento del 12% rispetto al
periodo di confronto per effetto della positiva performance nei mercati Europei (+27% rispetto al Q4 ’23), principalmente
in Benelux, Francia e Turchia e dei maggiori volumi in Italia, principalmente nel settore grossisti e industriale. Nel quarto
trimestre 2024, le vendite di GNL sono aumentate di circa il 13% principalmente grazie ai nuovi volumi disponibili dal
Congo LNG. Nel 2024, le vendite di gas naturale ammontano a 50,88 mld di metri cubi, sostanzialmente invariate rispetto
al 2023.
Power
La produzione termoelettrica è stata pari a 5,60 TWh nel quarto trimestre 2024, in aumento del 9% rispetto al periodo di
confronto, per effetto dell’ottimizzazione della produzione nonché delle minori fermate. Nel 2024 la produzione è stata
pari a 20,16 TWh, sostanzialmente in linea rispetto al 2023.
Risultati
III Trim.
Utile operativo proforma adjusted
di cui: società partecipate rilevanti
Power
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
IV Trim.
(€ milioni)
Investimenti tecnici
(130)
1.339
(621)
var %
Esercizio
var %
1.274
1.138
3.599
3.433
(909)
2.626
2.144
1.235
3.413
3.463
2.494
1.272
Nel quarto trimestre 2024 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di
€226 mln, includendo il margine operativo della società all’equity SeaCorridor. Rispetto all’analogo periodo di confronto,
il risultato è in riduzione del 68% per effetto degli esiti positivi di rinegoziazioni/arbitrati registrati nel 2023. Nell’esercizio
2024, l’utile operativo proforma adjusted di €1.138 mln è in riduzione del 67% rispetto al periodo di confronto a causa
dello stesso driver del trimestre nonché di uno scenario particolarmente favorevole, in particolare nella prima parte del
2023.
Nel 2024 l’utile operativo adjusted delle società consolidate 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.
Nel quarto trimestre 2024, il business Power ha riportato l’utile operativo proforma adjusted di €53 mln, in aumento del
29% rispetto al quarto trimestre 2023, per effetto di uno scenario più favorevole. Nell’esercizio 2024, l’utile operativo
proforma adjusted di €136 mln, evidenzia una riduzione di €30 mln rispetto all’esercizio 2023.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
A novembre, firmato un contratto per la fornitura di GNL in Thailandia, con l’obiettivo di sviluppare ulteriormente il
portafoglio GNL nel bacino del Pacifico.
Enilive e Plenitude
Produzioni e vendite
III Trim.
IV Trim.
Enilive
Lavorazioni bio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio
Totale vendite Enilive
Vendite rete
mln ton
Altre vendite
Quota mercato rete Italia
Plenitude
Clienti retail/business a fine periodo
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
Esercizio
var %
1.115
22,73
22,79
12,77
12,56
di cui: Italia
Vendite retail e business gas a clienti finali
Vendite extrarete ⁽ᵃ⁾
di cui: Italia
mgl ton
var %
mln pdf
mld di metri cubi
terawattora
18,28
17,98
gigawatt
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
Produzione di energia da fonti rinnovabili
Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo
terawattora
migliaia
(a) 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 quarto trimestre 2024 i volumi di lavorazione bio pari a 163 mila tonnellate sono in riduzione del 38% rispetto allo
stesso periodo del 2023 e risentono principalmente dei minori volumi lavorati presso la bioraffineria di Gela per effetto
delle fermate per l’avvio dell’impianto di bio-jet. Nell’esercizio 2024 le lavorazioni bio sono in aumento del 29% rispetto al
2023, grazie al contributo della raffineria di Chalmette.
Le vendite rete ammontano a 1,95 mln di tonnellate nel quarto trimestre 2024, in aumento del 5% rispetto al periodo di
confronto a seguito di maggiori vendite di benzine e HVO in Italia, nonché in Germania, Spagna e Francia. Nell’esercizio
2024, le vendite rete ammontano a 7,69 mln di tonnellate, +2% rispetto al periodo di confronto: i maggiori volumi di
benzina e HVO, in parte compensati dai minori volumi venduti di gasolio in Italia.
Le vendite extrarete sono pari a 2,37 mln di tonnellate nel quarto trimestre 2024, in calo del 24% rispetto al 2023 a seguito
dei minori volumi di gasolio, in parte compensati dalle maggiori vendite di jet-fuel. Nell’esercizio 2024 le vendite extrarete
sono state pari a 12,77 milioni di tonnellate, in aumento del 2%.
Plenitude
Al 31 dicembre 2024, i clienti retail/business leggermente superiori a 10 mln (gas ed energia elettrica), in lieve riduzione
rispetto al 31 dicembre 2023, a causa della contrazione registrata nei clienti gas in Italia, parzialmente compensata
dall’aumento della base clienti di energia elettrica nel resto d’Europa.
Le vendite retail e business di gas pari a 1,73 mld di metri cubi nel quarto trimestre 2024, sono in lieve calo rispetto al
periodo di confronto. Nel 2024 le vendite in calo del 9% ammontano a 5,51 mld di metri cubi, principalmente a seguito
dei minori consumi.
Le vendite retail e business di energia elettrica ai clienti finali pari a 4,62 TWh nel quarto trimestre 2024 sono in linea
rispetto allo stesso periodo del 2023. Nell’esercizio 2024, le vendite di 18,28 TWh sono in aumento del 2% rispetto al
2023.
Al 31 dicembre 2024, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 4,1 GW, in aumento di circa 1,1 GW rispetto al 31
dicembre 2023, principalmente grazie allo sviluppo organico dei progetti negli Stati Uniti, in Spagna, Regno Unito e Italia,
e alle acquisizioni in Spagna e Germania, nonché negli Stati Uniti con due impianti fotovoltaici dalla capacità totale di 0,2
GW (in quota Eni) finalizzata a fine anno.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 1,2 TWh nel quarto trimestre 2024, in aumento del
20% rispetto al quarto trimestre 2023 (4,7 TWh nel 2024, in aumento del 18% rispetto al 2023), principalmente grazie al
positivo contributo degli asset in operation acquisiti e allo start-up dei progetti organici.
I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 31 dicembre 2024 sono pari a 21,3 mila unità, in aumento del 12% rispetto
alle 19 mila unità al 31 dicembre 2023, grazie allo sviluppo della rete.
Risultati
III Trim.
EBITDA proforma adjusted
Enilive
Plenitude
Utile operativo proforma adjusted
Enilive
di cui: società partecipate rilevanti
Plenitude
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società
consolidate
IV Trim.
var %
1.910
1.940
1.013
1.058
1.143
1.253
(100)
(340)
1.589
(402)
1.331
1.187
1.257
1.076
1.186
1.303
1.064
Utile (perdita) ante imposte adjusted
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
(€ milioni)
Esercizio
var %
Nel quarto trimestre 2024, il business Enilive ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €53 mln, in calo del
42% 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 circa il 20% rispetto al quarto trimestre 2023). Tale trend è stato
in parte compensato dai risultati positivi del marketing che hanno beneficiato della migliore performance del business
retail. Nell’esercizio 2024, Enilive ha riportato un utile operativo proforma adjusted di €539 mln che si confronta con €738
mln dell’esercizio 2023 (-27%).
Il business ha conseguito un Ebitda proforma adjusted pari a €136 mln, in riduzione del 21% rispetto al quarto trimestre
2023 (€173 mln). Nel 2024 l’Ebitda proforma adjusted è stato di €852 mln, rispetto a €1.013 mln del 2023 (-16%).
Nel quarto trimestre 2024, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €80 mln, in aumento del 14%
rispetto al quarto trimestre 2023, per effetto dei solidi risultati del business retail e del ramp-up della capacità installata
da fonti rinnovabili e dei relativi volumi, confermando il valore del nostro modello di business integrato (nel 2024 l’utile
operativo proforma adjusted ammonta a €604 mln, in aumento del 17% rispetto al periodo di confronto pari a €515 mln).
Il business ha conseguito un Ebitda proforma adjusted pari a €205 mln, in aumento del 18% rispetto al quarto trimestre
2023. Nell’esercizio 2024, €1.058 mln, in crescita del 14% rispetto al periodo di confronto (€927 mln).
L’indebitamento finanziario netto di Plenitude, consolidato nei risultati Eni, è pari a €2,3 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 novembre, Eni, Plenitude ed Energy Infrastructure Partners (EIP) hanno firmato l’accordo per un ulteriore incremento
della partecipazione di EIP in Plenitude, attraverso un aumento di capitale riservato pari a circa €209 mln. La
partecipazione di EIP, post-transazione, sarà pari al 10% del capitale sociale di Plenitude, per un investimento
complessivo di circa €800 mln, tenuto conto di €588 mln versati lo scorso marzo.
A novembre, Plenitude, attraverso la JV Vårgrønn (Plenitude 65%), è entrata nel mercato tedesco dell’energia eolica
offshore con l’acquisizione della quota del 27,4% nel progetto offshore eolico Baltic 2 da PGGM Infrastructure Fund con
una capacità di 288 MW.
A novembre, sottoscritto con MSC (Mediterranean Shipping Company) un Memorandum of Understanding relativo alla
transizione energetica. L’accordo include il potenziale utilizzo di GNL nonché di vettori energetici a minori emissioni di
carbonio (HVO e bio-GNL) e lubrificanti da materie prime rinnovabili, per l’utilizzo da parte della flotta MSC.
A dicembre, costituita la società Pengerang Biorefinery Sdn. Bhd., in partnership con Petronas ed Euglena, a seguito
dell’ottenimento della decisione finale d’investimento per la costruzione di una bioraffineria in Malesia e delle
autorizzazioni delle competenti autorità antitrust. Assegnati i contratti per la costruzione dell’impianto.
A dicembre, costituita la società LG-Eni BioRefining Co. Ltd., con il partner LG Chem, a seguito dell’ottenimento della
decisione finale d’investimento per la costruzione di una bioraffineria in Corea del Sud e delle autorizzazioni delle
competenti autorità antitrust. Assegnato il contratto per la costruzione dell’impianto.
A dicembre, Enilive ha firmato con EasyJet un accordo per forniture di Sustainable Aviation Fuel (SAF). Inoltre, è stata
firmata una lettera di intenti per l’acquisto di circa 30.000 tonnellate di SAF per le operazioni di EasyJet in Italia, tra il
2025 e il 2030.
A dicembre, Plenitude ha completato l’installazione di tre impianti fotovoltaici a Granada per complessivi 150 MW,
raggiungendo in Spagna circa 950 MW di capacità rinnovabile installata da fotovoltaico/eolico.
A gennaio, Plenitude, attraverso la sua controllata Eni New Energy US, ha completato la costruzione dell’impianto di
Guajillo in Texas, il sistema di stoccaggio a batterie più grande mai realizzato dalla Società. L’impianto ha una capacità
di 200 MW.
A gennaio 2025, Plenitude, attraverso la sua controllata Eni New Energy US Inc., ha firmato un accordo con la Società
EDP Renewables North America LLC per l’acquisizione del 49% di due impianti fotovoltaici già operativi e di un impianto
di stoccaggio di energia elettrica in costruzione in California.
A gennaio 2025, Enilive ha avviato la produzione del primo impianto dedicato alla produzione di Sustainable Aviation
Fuel (SAF) nella bioraffineria di Gela, in Sicilia. L’impianto ha una capacità di 400 mila tonnellate/anno.
A febbraio 2025, in linea con l’accordo della prima operazione, è stato concordato con KKR di aumentare la propria
partecipazione in Enilive del 5% fino a raggiungere complessivamente il 30%, rafforzando ulteriormente l’opportunità di
investimento per i nostri satelliti legati alla transizione.
Refining e Chimica
Produzioni e vendite
III Trim.
IV Trim.
var %
Esercizio
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
Tasso utilizzo impianti di raffinazione
$/barile
mln ton
13,76
16,88
10,45
10,51
24,21
27,39
mln ton
Chimica
Vendite prodotti chimici
Tasso utilizzo impianti
(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 quarto trimestre 2024 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in media
a 3,7 $/barile, rispetto a 4,3 $/barile del quarto trimestre 2023, dovuto ai ridotti crack spread dei prodotti, impattati
negativamente dalla debole domanda, in particolare nei settori industriali e delle costruzioni, dall’eccesso di capacità e
dalla pressione competitiva dalle altre aree geografiche (5,1 $/barile nel 2024, in riduzione rispetto a 8,1 $/barile nel 2023,
-37%, per effetto del trend registrato nel terzo trimestre 2024).
Nel quarto trimestre 2024 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 3,30 mln di tonnellate,
sono in riduzione del 23% rispetto al quarto trimestre 2023, per effetto dei minori volumi lavorati presso la raffineria di
Livorno a seguito della ristrutturazione degli impianti e presso la raffineria di Sannazzaro. Nel resto del mondo, le
lavorazioni sono in crescita del 5% rispetto al quarto trimestre 2023. Nel 2024, le lavorazioni evidenziano un calo
principalmente in Italia (-18%) per effetto dei driver citati nel commento ai risultati trimestrali.
Chimica
Le vendite di prodotti chimici di 0,74 mln di tonnellate nel quarto trimestre 2024 sono in diminuzione del 4% rispetto al
periodo di confronto a seguito della riduzione della domanda. Nell’esercizio 2024 le vendite sono pari a 3,17 mln di
tonnellate, +2% rispetto al periodo di confronto.
I margini sono rimasti deboli in tutti i settori. I prezzi riportati dalle materie prime non hanno recuperato i costi dei fattori
produttivi energetici e delle materie prime, a causa del difficile contesto europeo, della debolezza dell’attività economica
e delle pressioni competitive di operatori con strutture di costo migliori.
Risultati
III Trim.
(192)
(193)
(908)
Utile (perdita) operativo proforma adjusted
Refining
di cui: società partecipate rilevanti
Chimica
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
IV Trim.
(275)
(134)
(231)
(237)
(590)
(1.378)
(159)
(228)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
(291)
(210)
(890)
(362)
(207)
Utile (perdita) ante imposte adjusted
(286)
(129)
(755)
(158)
Utile (perdita) netto adjusted
(107)
(449)
(€ milioni)
Investimenti tecnici
var %
Esercizio
(713)
(814)
(614)
(1.671)
(2.121)
1.202
var %
Nel quarto trimestre 2024, il business Refining ha conseguito una perdita operativa proforma adjusted di €44 mln, in calo
rispetto al quarto trimestre 2023 a causa della contrazione dei margini e delle minori lavorazioni. Il risultato include il
contributo di ADNOC R&GT. Nel 2024, il business ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €101 mln, in calo
rispetto al periodo di confronto, per effetto degli stessi driver del trimestre.
Nel quarto trimestre 2024, il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma
adjusted pari a €231 mln, in leggera riduzione rispetto alla perdita del quarto trimestre 2023. Tale risultato riflette un
contesto di perdurante contrazione del settore chimico europeo, dovuto al rallentamento macroeconomico e ai maggiori
costi di produzione in Europa che hanno ridotto la competitività delle produzioni di Versalis rispetto ai competitors
americani ed asiatici in un contesto di eccesso di offerta. Nel 2024, la perdita proforma adjusted di €814 mln (perdita di
€614 mln nel 2023) riflette condizioni di mercato eccezionalmente avverse.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
Come annunciato lo scorso ottobre 2024, Versalis sta attuando un piano molto articolato per il recupero di redditività
attraverso la trasformazione, la decarbonizzazione e il rinnovamento del business chimico. Sono previsti significativi
investimenti per lo sviluppo di nuove piattaforme chimiche in segmenti a elevato valore aggiunto, legati alla transizione,
all’economia circolare e ai prodotti specializzati, mentre le attività in perdita strutturale della chimica di base da
idrocarburi saranno ristrutturate, con un impatto complessivo netto positivo sull’occupazione.
A gennaio 2025, Versalis ha firmato una partnership strategica con Lummus Technology, fornitore globale di tecnologie
di processo, che concederà in licenza esclusiva le tecnologie della filiera per la catena di valore dei fenoli. Le due aziende
collaboreranno anche in materia di ingegneria, marketing e licenze, oltre a fornire catalizzatori e attrezzature
proprietarie per entrambi i processi.
Nel settore Refining è in corso un piano di ristrutturazione del sito di Livorno, al fine di trasformarlo in una bioraffineria,
la quale verrà successivamente conferita in Enilive.
Risultati di sostenibilità e altri sviluppi
Tra i principali sviluppi della strategia di Gruppo finalizzata a rendere sempre più sostenibile la performance ESG delle attività
industriali del Gruppo si evidenzia:
A novembre, Eni ha ricevuto il “Gold Standard reporting” dell’Oil and Gas Methane Partnership 2.0 (OGMP 2.0) per
l’impegno nella rendicontazione delle emissioni con i massimi livelli di qualità dei dati. OGMP 2.0 è un’iniziativa
dell’Osservatorio Internazionale sulle Emissioni di Metano (IMEO) del Programma delle Nazioni Unite per l’Ambiente,
volta a stabilire lo standard globale per l’affidabilità e la trasparenza delle rendicontazioni delle emissioni di metano nel
settore petrolifero e del gas, quale passaggio necessario per tracciare e indirizzare efficacemente le azioni di mitigazione
attraverso dati reali.
A novembre, Eni ha firmato la convenzione con il Ministero delle Acque e delle Foreste della Costa d’Avorio per lanciare
un progetto di conservazione e ripristino della superficie forestale nel Paese. L’iniziativa interesserà 14 foreste su un’area
di 155.000 ettari, nelle regioni sud e sud-est del Paese. L’accordo si concentra su due ambiti di intervento: il primo mira
a conservare il patrimonio forestale esistente rimasto e la biodiversità, il secondo prevede il ripristino della superficie
forestale tramite la piantumazione di circa 12 milioni di alberi.
A gennaio 2025, Eni attraverso Joule, la scuola di imprenditorialità, ha lanciato “Yasika”, il programma per gli innovatori
congolesi, un’iniziativa dedicata alla promozione dello spirito imprenditoriale e dell’innovazione nella Repubblica del
Congo. Il programma, realizzato in collaborazione con Cariplo Factory, Seedstars, insieme alle ONG AVSI e
BeEntrepreneurs, mira a sviluppare soluzioni innovative nei settori della transizione energetica e della
decarbonizzazione, formando al contempo una nuova generazione di imprenditori congolesi.
A novembre, Eni ha completato ed avviato il nuovo sistema di super calcolo (High Performance Computing – HPC) HPC6
che, con una straordinaria potenza di calcolo di 606 PFlops di picco pari a oltre 600 milioni di miliardi di operazioni
matematiche complesse al secondo, si colloca al 5° posto assoluto della nuova classifica mondiale TOP500.
Nel 2024 è stata confermata la leadership di Eni nei principali rating ESG considerati nella comunità finanziaria (MSCI,
Sustainalytics, Moody’s Analytics, MIB® ESG, CA100+ Net Zero Benchmark, Carbon Tracker, FTSE4Good Developed
Index).
Risultati di Gruppo
III Trim.
20.658
1.360
IV Trim.
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
23.488
Utile (perdita) operativo
(363)
var %
Esercizio
var %
24.622
88.797
93.717
5.248
8.257
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
2.048
1.710
4.666
4.986
Utile (perdita) operativo adjusted
1.694
2.769
10.348
13.805
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti
1.005
3.974
4.004
Utile operativo proforma adjusted
2.699
3.755
14.322
17.809
2.780
3.339
13.022
13.538
1.274
3.599
1.143
2.442
3.400
3.259
Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power
Enilive e Plenitude
(192)
Refining e Chimica
(275)
(134)
(259)
Corporate,
attività jed elisioni di consolidamento
) altre
(218)
(369)
1.932
3.189
2.656
1.292
Utile (perdita) ante imposte adjusted
1.253
(713)
(404)
(627)
11.132
15.108
Utile (perdita) netto adjusted
1.682
5.340
8.400
Utile (perdita) netto
2.781
4.860
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
2.641
4.771
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.346
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.662
1.271
2.315
3.149
5.264
8.322
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel quarto trimestre 2024 il Gruppo ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €2.699 mln, con una riduzione
del 28% rispetto a €3.755 mln del periodo di confronto dovuta a E&P (-17%, corrispondente a -€559 mln) a causa dei
minori prezzi di realizzo, del deterioramento dei margini del business Refining (-€147 mln) e della circostanza che nel
trimestre del 2023 il business GGP beneficiava dell’esito favorevole di una procedura arbitrale. Su base annua, l’utile
operativo proforma adjusted del Gruppo di €14.322 mln è in calo del 20% rispetto al 2023, per effetto del settore GGP e
Power (-65% rispetto al 2023) che allora registrò un significativo risultato dovuto alle condizioni di mercato
particolarmente favorevoli e a proventi una tantum da rinegoziazioni contrattuali e l’esito favorevole di una procedura
arbitrale, nonché l’ulteriore fase di declino nei business downstream per effetto della debole domanda e pressione
competitiva in un contesto di eccesso di offerta.
Nel quarto trimestre 2024, l’utile ante imposte adjusted di €1.932 mln, in riduzione di €1.257 mln (-39%) rispetto al
trimestre di confronto, riflette il trend dell’utile operativo adjusted e il minor contributo delle JV e associate valutate
all’equity.
Nel quarto trimestre 2024, l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €892 mln ha registrato un calo del
46% rispetto al quarto trimestre 2023. Rispetto alla più contenuta riduzione del 39% conseguita a livello di utile ante
imposte, il trend dell’utile netto adjusted è stata condizionata dall’incremento del tax rate adjusted di gruppo che si è
attestato al 52,8% (rispetto al 47,3% 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 del 2024 di €2.315 mln comprendono oneri non monetari relativi a svalutazioni di asset del settore E&P
per €1,8 mld, 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, dalla plusvalenza relativa alla cessione degli assets upstream e dalla rivalutazione
delle imposte differite delle società consolidate italiane, per effetto delle migliorate prospettive di redditività.
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
IV Trim.
III Trim.
Esercizio
var. ass.
2.781
4.860
(2.079)
3.313
3.263
10.087
7.781
2.306
(601)
(441)
(160)
(182)
(1.155)
4.246
5.596
(1.350)
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
var. ass.
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.875
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
(382)
– plusvalenze nette su cessioni di attività
1.263
– dividendi, interessi e imposte
1.298
Variazione del capitale di esercizio
1.133
1.811
(678)
Dividendi incassati da partecipate
1.946
2.255
(309)
(1.272)
(1.516)
(5.826)
(6.283)
(674)
(460)
(214)
(1.735)
(171)
2.997
Imposte pagate
Interessi (pagati) incassati
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.620
4.175
(555)
13.092
15.119
(2.027)
(2.532)
(2.666)
(8.485)
(9.215)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
(209)
(722)
(2.593)
(2.592)
1.059
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni
1.102
1.046
2.788
2.192
(852)
Altre variazioni relative all’attività di investimento
(648)
(2.001)
1.127
(2.063)
(262)
(1.370)
1.549
Investimenti tecnici
(192)
(369)
(996)
(348)
1.789
1.315
3.806
3.560
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
(666)
1.173
(1.839)
(531)
2.194
(2.725)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(674)
(1.637)
(1.293)
(1.608)
Rimborso di passività per beni in leasing
(272)
(293)
(1.205)
(963)
(242)
(1.667)
(1.547)
(120)
(4.523)
(4.882)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
1.641
(138)
1.779
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(1.184)
(1.816)
(2.022)
(2.046)
2.889
3.606
(717)
13.590
16.498
(2.908)
Esercizio
var. ass.
Free cash flow
Flusso di cassa del capitale proprio
(853)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
2.898
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
IV Trim.
III Trim.
var. ass.
1.789
1.315
3.806
3.560
Rimborso di passività per beni in leasing
(272)
(293)
(1.205)
(963)
(242)
Debiti e crediti finanziari società acquisite
(149)
(234)
(631)
(234)
(397)
1.127
(262)
(€ milioni)
Free cash flow
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
(554)
(1.370)
1.549
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni ⁽ᵃ⁾
Flusso di cassa del capitale proprio
(155)
(642)
(428)
(569)
(1.703)
(1.061)
(1.667)
(1.547)
(120)
(4.523)
(4.882)
1.641
(138)
1.779
(548)
(2.220)
1.672
(2.615)
(3.873)
1.258
1.205
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
Rimborsi lease liability
Accensioni del periodo e altre variazioni
(1.599)
(730)
(869)
(2.322)
(1.348)
(974)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(1.875)
(2.657)
(3.732)
(4.258)
(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 (€2.172 milioni e €966
milioni nell’esercizio 2024 e 2023, rispettivamente, €544 milioni e €294 milioni nel quarto trimestre 2024 e 2023, rispettivamente).
Il flusso di cassa netto da attività operativa del 2024 pari a €13.092 mln, include €1.946 mln di dividendi distribuiti dalle
partecipate, principalmente da Azule Energy, Vår Energi e ADNOC R&GT.
Il flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted si ridetermina in €13.590 mln nell’esercizio
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, nonché altri item
tra cui il pagamento di un debito d’imposta pregresso relativo a una windfall tax italiana del 2023.
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:
III Trim.
2.997
(€ milioni)
IV Trim.
2023 var. ass.
Esercizio
2023 var. ass.
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.620
4.175
(555)
13.092
15.119
(1.298)
Variazione del capitale di esercizio
(873)
(657)
(216)
(1.133)
(1.811)
Esclusione derivati su commodity
1.056
1.255
(199)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(194)
(128)
2.737
3.744
(1.007)
13.449
15.125
(1.676)
(138)
1.373
(1.232)
2.889
3.606
(717)
13.590
16.498
(2.908)
2.618
2.898
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
(2.027)
I capex organici di €8,8 mld nel 2024 registrano una riduzione del 4% rispetto al 2023. Al netto di tali capex organici, il flusso
di cassa discrezionale ante variazione circolante si ridetermina in circa €5 mld.
La manovra netta di portafoglio (saldo cessioni/acquisizioni) ammonta a un contributo positivo di circa €0,2 mld. Le
acquisizioni sono riferite all’operatore upstream Neptune Energy (€2,4 mld, incluso il debito netto acquisito), allo sviluppo
della capacità da fonti rinnovabili di Plenitude e a una rete di stazioni di servizio in Spagna. Le dismissioni hanno riguardato
gli asset E&P in Nigeria e nell’onshore dell’Alaska (€1,7 mld), il 10% della partecipazione di Saipem (€0,4 mld), licenze di
produzione in Congo (€0,2 mld), nonché il versamento in conto capitale a Plenitude di circa €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 nel 2024 pari a circa €2,6 mld è dovuto al flusso di cassa netto da attività
operativa adjusted di €13,6 mld, all’emissione del bond ibrido (€1,8 mld) da parte di una società del gruppo e alla manovra di
portafoglio (€0,2 mld), al netto dei fabbisogni del circolante adjusted (circa €0,4 mld), agli investimenti di €8,8 mld, al
pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e all’acquisto di azioni proprie di €5,1 mld (€2 mld di acquisto azioni e €3,1 mld di
pagamento dividendi relativi alla terza e quarta tranche del dividendo 2023 e alla prima e seconda tranche del dividendo
2024), ai debiti verso fornitori per l’acquisto di beni capitali rilevati come finanziari in relazione alle dilazioni di pagamento
concordate (€2,2 mld), nonché al pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€1,3 mld) e altre variazioni
(€0,3 mld).
il 20 febbraio 2025, si è concluso il programma di buyback di €2 mld con l’acquisto complessivo di 144 mln di azioni.
A gennaio 2025, Eni SpA ha emesso un nuovo bond ibrido perpetuo per rifinanziare il proprio prestito obbligazionario ibrido
di €1,5 mld con prima call date ottobre 2025. Alla scadenza dei termini dell’offerta, l’ammontare accettato da parte di Eni per
il riacquisto del bond ibrido è pari a €1,25 mld, ovvero circa l’83% dell’ammontare nominale.
Stato patrimoniale riclassificato
1 Gen. 2024
31 Dic. 2024
Immobili, impianti e macchinari
56.299
59.864
3.565
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.834
5.822
Attività immateriali
6.379
6.434
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.576
1.595
13.886
15.577
1.691
1.107
(2.031)
(1.364)
81.939
89.035
7.096
(€ 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
6.259
13.184
12.544
(640)
(14.231)
(15.152)
(921)
(2.112)
2.256
(15.533)
(15.764)
(231)
(892)
(2.291)
(1.399)
(13.398)
(14.260)
(862)
(748)
(681)
(522)
CAPITALE INVESTITO NETTO
68.540
74.319
5.779
Patrimonio netto degli azionisti Eni
53.184
52.828
(356)
2.863
2.403
53.644
55.691
2.047
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
9.560
12.175
2.615
Passività per beni leasing
5.336
6.453
1.117
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
14.896
18.628
3.732
COPERTURE
68.540
74.319
5.779
Interessenze di terzi
Patrimonio netto
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Gearing
Al 31 dicembre 2024 il capitale immobilizzato (€89 mld) è aumentato di €7,1 mld rispetto al 1° gennaio 2024 per effetto degli
investimenti e dell’acquisizione del Gruppo Neptune Energy e dell’effetto positivo delle differenze cambio (al 31 dicembre
2024, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,039 rispetto al cambio di 1,105 al 31 dicembre 2023, -6%) che hanno aumentato il
valore in euro dei book value delle attività denominate in dollari. Questi effetti positivi sono stati compensati dalla cessione
delle attività E&P in Nigeria e Alaska e di altre attività non strategiche, nonché dagli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni
di pozzi esplorativi.
Il patrimonio netto (€55,7 mld) è aumentato di €2 mld rispetto al 1° gennaio 2024. Gli incrementi comprendono: l’utile netto
dell’esercizio (€2,8 mld), l’emissione di un bond ibrido da parte di una società del Gruppo (€1,8 mld), le variazioni cambio
positive (circa €3,1 mld) che riflettono l’apprezzamento del dollaro USA rispetto all’euro. I flussi in diminuzione comprendono
la remunerazione degli azionisti per €5,1 mld (distribuzione dividendi e riacquisto di azioni proprie). Le interessenze di terzi
di €2,9 mld al 31 dicembre 2024 includono: i) la 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 (€1,8 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 2 ante lease liability al 31 dicembre 2024 è pari a €12,2 mld, in aumento di circa €2,6 mld
rispetto al 1° gennaio 2024.
Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 28.
Il leverage 3 – rapporto tra indebitamento finanziario netto ante lease liabilities e patrimonio netto – si attesta a 0,22 al 31
dicembre 2024. Su base proforma, il leverage si attesta al 15%, beneficiando dei prossimi incassi dalle cessioni della quota
di Enilive a KKR (€2,9 mld) e della seconda tranche di Plenitude a EIP (€0,2 mld) nonché di ulteriori transazioni in corso.
Special item
Gli special item dell’utile operativo (al lordo del relativo effetto fiscale) sono rappresentati da oneri netti di €4.666 mln e
€2.048 mln rispettivamente nel 2024 e nel quarto trimestre 2024, con il seguente breakdown per settore:
E&P: oneri netti di €2.505 mln nell’esercizio 2024 (oneri netti di €1.090 mln nel quarto trimestre 2024) relativi
principalmente a write-down di proprietà in Alaska cedute il cui valore è stato allineato al fair value e di un asset petrolifero
a seguito della revisione del profilo delle riserve e successivamente allineato al fair value, 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, nonché a write-off di progetti esplorativi in considerazione
dell’accresciuto rischio geopolitico.
GGP e Power: oneri netti di €2.144 mln nell’esercizio 2024 (oneri netti di €401 mln nel quarto 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 €1.740 mln e €140 mln
nell’esercizio 2024 e nel quarto 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 (proventi di €159 mln e di €174 mln nell’anno 2024 e quarto trimestre 2024, rispettivamente).
La riclassificazione del saldo positivo di €228 mln nell’esercizio 2024 (€274 mln nel quarto trimestre 2024) si riferisce ai
derivati utilizzati per la gestione dell’esposizione dei margini alle variazioni dei tassi di cambio delle valute estere e alle
differenze di conversione dei debiti e dei crediti commerciali.
Enilive e Plenitude: proventi netti per €514 mln nell’esercizio 2024 (proventi netti di €91 mln nel quarto trimestre 2024)
relativi principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting,
nonché ai write-down degli investimenti finalizzati alla compliance e allo stay-in-business (oneri di €117 mln e €102 mln
nell’esercizio 2024 e nel quarto trimestre 2024, rispettivamente).
Refining e Chimica: oneri netti di €686 mln nell’esercizio 2024 (oneri netti di €458 mln nel quarto trimestre 2024) relativi
principalmente al write-down degli investimenti di compliance e stay-in-business relativi a CGU con flussi di cassa attesi
negativi (€455 mln e €175 mln nei due reporting period, rispettivamente) e ad oneri ambientali di €177 mln nell’esercizio
2024 e €212 mln nel quarto trimestre 2024, parzialmente compensati da un provento 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 €155 mln nell’esercizio 2024 (oneri netti di €190 mln nel quarto trimestre
2024) relativo principalmente all’accordo con un operatore italiano per la ripartizione su base paritaria dei costi ambientali
sostenuti presso alcuni siti italiani e presso i quali successivamente sono state condotte attività di bonifica e stanziati
dei fondi interamente da parte Eni.
Gli altri special item del 2024 includono il provento relativo alla cessione di asset upstream di €0,4 mld, all’operazione di
business combination con Ithaca Energy (€0,1 mld) e alla vendita della quota del 10% della partecipazione di Eni in Saipem
(€0,2 mld).
L’item effetti fiscali nell’esercizio 2024 include circa €1 mld di rivalutazione delle imposte differite attive nel bilancio
consolidato italiano a fini fiscali, che riflette le migliori prospettive di redditività delle controllate italiane, principalmente
Plenitude ed Enilive.
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. 19 e seguenti del presente comunicato stampa.
Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al quarto trimestre e all’esercizio 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 e quarto trimestre e all’esercizio 2024 e ai relativi comparative period (quarto trimestre ed esercizio 2023). I flussi di cassa
sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 dicembre 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 quarto trimestre 2024 e dell’esercizio 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
III trimestre
Previsione anno 2024*
IV trimestre
Metodologia
precedente
Metodologia
aggiornata
Metodologia
precedente
Metodologia
aggiornata
Metodologia
precedente
Metodologia
aggiornata
Metodologia
precedente
Metodologia
aggiornata
Metodologia
precedente
Metodologia
aggiornata
Standard Eni Refining
Margin (SERM)
(*) Fornita in occasione del Capital Market Update dello scorso marzo.
Criteri di redazione
Dal 1° ottobre 2024, il management ha definito una nuova organizzazione del Gruppo costituita da tre raggruppamenti di business:
i) “Chief Transition & Financial Officer” focalizzata nella valorizzazione dei business legati alla transizione (nuove forme di energie, rinnovabili e
biocarburanti);
ii) “Global Natural Resources” con il compito di massimizzare i margini lungo l’intera catena del valore oil&gas;
iii) “Industrial Transformation” con il compito di attuare la ristrutturazione della chimica e dei business downstream.
Sulla base delle attribuzioni delle responsabilità di profitto, la segment information di Gruppo è stata così ridefinita:
– Exploration & Production, che integra i risultati delle attività di marketing e trading di petrolio e prodotti petroliferi, al fine di sviluppare sinergie e
catturare pienamente i margini lungo tutta la catena del valore;
– Global Gas & LNG Portfolio e Power, in considerazione del fatto che le attività di generazione di energia elettrica sono accessorie alle attività di
fornitura e trading di gas;
– Enilive e Plenitude, entrambe impegnate nella transizione energetica, condividendo una strategia comune di crescita e creazione di valore, che
fa leva sulle opportunità di cross selling nel settore retail;
– Refining e Chimica, focalizzato sulla ristrutturazione e la trasformazione industriale del settore della chimica e del downstream oil;
– Corporate e altre attività, impegnate nelle attività di supporto alle imprese, servizi ambientali e nelle attività in fase di sviluppo della CCS e
dell’agribusiness.
Di seguito è riportata la riesposizione dell’utile operativo adjusted per i trimestri 2024, già comunicati al mercato, e i risultati trimestrali comparativi
del 2023:
IV trimestre
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
2.769
2.769
13.805
2.431
2.450
9.934
3.247
3.247
I trimestre
II trimestre
III trimestre
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
13.805 Utile (perdita) operativo adjusted
3.027
3.027
3.185
3.185
2.442
2.442
10.124 di cui: E&P
2.328
2.400
2.639
2.698
2.280
2.326
Riesposto
3.413
3.247
1.243
1.257
(163)
(210)
(362)
(€ milioni)
GGP e Power
– GGP
– Power
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
(125)
(155)
(246)
(165)
(228)
Refining, Chimica e Power
– Refining
(237)
(237)
(614)
(614)
– Chimica
(168)
(168)
(222)
(222)
(193)
(193)
(228)
(234)
(651)
(666)
(135)
(135)
– Power
Corporate ed altre attività
Effetto eliminazione utili interni
(139)
(148)
(152)
(157)
(102)
(102)
Il contenuto e il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance è spiegato da note esplicative dedicate,
in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015.
Per maggiori dettagli si rinvia alla sezione “Misure alternative di performance (Non-GAAP measure)” del presente “Comunicato stampa”.
Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Francesco Esposito, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154-bis del TUF che
l’informativa contabile nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Disclaimer
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali (“forward-looking statements”) relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni
proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di
crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di
incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli
annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management
nell’esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l’evoluzione futura della domanda, dell’offerta e dei prezzi del petrolio, del
gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni
internazionali e l’instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle
regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di
nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza. In relazione
alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all’andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa
di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l’utile operativo e la variazione dell’indebitamento finanziario netto del trimestre non
possono essere estrapolati su base annuale.
Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di portafoglio) e la produzione
dell’anno. Un valore del tasso di rimpiazzo delle riserve superiore al 100% indica che nell’anno le promozioni a riserve certe sono state superiori ai volumi
di riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve è utilizzato dal management per valutare la capacità dell’impresa di sostenere gli attuali livelli
produttivi attraverso il rimpiazzo della produzione dell’anno con nuove riserve certe. Il tasso di rimpiazzo delle riserve non può essere considerato un
indicatore delle performance produttive future perché l’evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosità e incertezza
in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: il successo nello sviluppo di nuovi giacimenti, il completamento delle infrastrutture, l’impatto delle
regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, rischi geopolitici, rischi geologici, rischi ambientali, l’evoluzione dei prezzi del petrolio e del gas naturale.
Contatti societari
Sito internet: http://www.eni.com
Società per Azioni, Rome, Piazzale Enrico Mattei, 1
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del quarto trimestre e dell’esercizio 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 e Chimica
(130)
(590)
(159)
GRUPPO
Enilive e Plenitude
Effetto
eliminazione utili
interni
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
Exploration &
Production
IV Trimestre 2024
Corporate e Altre
attività
(€ milioni)
(440)
(145)
(363)
svalutazioni (riprese di valore) nette
1.257
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
(112)
(216)
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.090
2.048
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
1.796
(291)
(250)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
2.780
(275)
(250)
(188)
(548)
2.219
(1.233)
(286)
(438)
(107)
(269)
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)
1.694
1.005
2.699
(121)
(101)
(545)
1.932
(1.021)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
Enilive e Plenitude
Refining e Chimica
Corporate e Altre
attività
1.450
1.339
(340)
(1.378)
(317)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
1.377
derivati su commodity
(237)
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
GRUPPO
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
IV Trimestre 2023
Effetto
eliminazione utili
interni
(€ milioni)
(250)
(105)
(234)
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
1.000
2.450
(621)
(210)
(234)
(135)
1.710
2.769
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
3.339
(134)
(234)
(135)
3.755
differenze e derivati su cambi
altro
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)
(487)
2.893
(1.464)
(209)
(129)
(320)
(135)
3.189
(1.507)
1.429
(224)
(101)
1.682
(529)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.662
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.346
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.662
(€ milioni)
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Enilive e Plenitude
Refining e Chimica
Corporate e Altre
attività
Effetto
eliminazione utili
interni
GRUPPO
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
Esercizio 2024
6.715
(909)
1.589
(1.671)
(371)
(105)
5.248
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
(190)
2.203
2.900
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
1.740
(682)
2.505
9.220
2.144
1.235
(514)
1.187
(890)
(155)
(526)
4.666
10.348
3.802
13.022
1.274
1.143
(713)
(526)
3.974
14.322
(304)
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)
1.056
(171)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
(389)
(2.215)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
1.198
10.247
(5.470)
1.272
(485)
1.076
(352)
(755)
(830)
4.777
(449)
(579)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
(498)
(482)
(2.210)
1.282
11.132
(5.792)
5.340
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
5.264
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
2.641
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
2.315
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
5.264
Enilive e Plenitude
Refining e Chimica
Corporate e Altre
attività
8.693
2.626
(2.121)
(948)
differenze e derivati su cambi
8.257
1.802
1.142
1.255
1.043
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
GRUPPO
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
Esercizio 2023
Effetto
eliminazione utili
interni
(€ milioni)
(105)
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
1.431
10.124
3.413
1.284
1.257
1.202
(362)
(666)
1.111
4.986
13.805
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)
3.414
13.538
(186)
(2.075)
1.153
3.599
(152)
1.253
(666)
(200)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
11.239
(5.591)
3.463
(969)
1.186
(377)
(866)
5.648
2.494
(613)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
4.004
17.809
(293)
(173)
(2.235)
1.596
15.108
(6.708)
8.400
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
8.322
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
4.771
3.149
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
8.322
Enilive e Plenitude
Refining e Chimica
Corporate e Altre
attività
2.264
(908)
(168)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
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
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
derivati su commodity
GRUPPO
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
III trimestre 2024
Effetto
eliminazione utili
interni
(€ milioni)
1.360
(162)
(153)
2.326
3.259
(111)
(543)
2.552
(1.266)
(228)
(192)
(207)
(157)
(102)
(157)
(102)
(115)
(157)
(102)
2.442
3.400
(138)
(545)
2.656
(1.364)
1.286
(158)
(119)
1.292
(150)
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
Analisi degli special item
III Trim.
Oneri ambientali (recupero costi da terzi)
Svalutazioni (riprese di valore) nette
Radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
(150)
Esercizio
IV Trim.
(€ milioni)
Plusvalenze nette su cessione di asset
1.257
1.377
2.900
1.802
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
1.255
Derivati su commodity
1.056
Differenze e derivati su cambi
Altro
1.111
Special item dell’utile (perdita) operativo
2.048
1.710
4.666
4.986
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
(280)
(155)
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
(304)
(258)
(319)
(698)
(316)
Oneri (proventi) su partecipazioni
di cui:
– plusvalenza SeaCorridor
(834)
– plusvalenza vendita quota 10% in Saipem
(371)
– plusvalenza netta cessione asset upstream
(138)
Imposte sul reddito
T otale special item dell’utile (perdita) netto
(166)
(371)
(1.259)
(499)
1.335
(1.941)
2.251
(1.180)
3.138
1.346
2.315
3.149
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo
III Trim.
IV Trim.
2.326
3.259
(€ milioni)
Utile operativo adjusted E&P
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted E&P
Utile operativo adjusted GGP e Power
Esercizio
var %
var %
1.796
2.450
9.220
10.124
3.802
3.414
2.780
3.339
13.022
13.538
1.235
3.413
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted GGP e Power
1.274
1.187
3.599
1.257
Utile operativo adjusted Enilive e Plenitude
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
(228)
Utile operativo proforma adjusted Enilive e Plenitude
Utile operativo adjusted Refining e Chimica
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
1.143
1.253
(291)
(210)
(890)
(362)
(192)
Utile operativo proforma adjusted Refining e Chimica
(275)
(134)
(713)
(157)
Utile operativo adjusted altri settori
(250)
(234)
(526)
(666)
(102)
Effetto eliminazione utili interni
14.322
17.809
3.400
Utile operativo proforma adjusted di Gruppo⁽ᵃ⁾
(135)
2.699
3.755
(a) Le principali partecipazioni rilevanti sono Vår Energi, Azule Energy, Ithaca, 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
1.744
1.694
Utile operativo
5.248
4.408
10.348
(304)
(215)
Proventi/oneri finanziari
(599)
(258)
Proventi/oneri da partecipazioni
1.857
(319)
1.538
(363)
Special
items
Risultati
adjusted
Risultati
reported
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Esercizio
Riclassifica
oneri
finanziari
IV Trimestre
(€ milioni)
(1.259)
(1.021)
Risultati
reported
(754)
Imposte sul reddito
(3.725)
(126)
(1.941)
(5.792)
Utile netto
2.781
2.251
5.340
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
2.641
2.315
5.264
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Esercizio
Profit on
stock
IV Trimestre
Risultati
adjusted
1.761
2.769
Utile operativo
8.257
5.002
13.805
(110)
Proventi/oneri finanziari
(473)
Proventi/oneri da partecipazioni
2.444
(698)
1.746
Risultati
reported
(€ milioni)
(948)
(499)
(1.507)
1.335
1.682
1.346
1.662
Risultati
reported
(443)
Imposte sul reddito
(5.368)
(160)
(1.180)
(6.708)
Utile netto
4.860
3.138
8.400
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
4.771
3.149
8.322
Risultati
reported
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
III Trim.
Profit on
stock
Risultati
adjusted
Utile operativo
1.360
(150)
2.442
Proventi/oneri finanziari
(346)
(104)
(316)
(€ milioni)
Proventi/oneri da partecipazioni
Imposte sul reddito
Utile netto
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
(1.104)
(122)
(138)
(1.364)
1.292
1.271
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
III Trim.
IV Trim.
(€ milioni)
12.901
Exploration & Production
4.227
Global Gas & LNG Portfolio e Power
Esercizio
13.380
14.708
6.185
6.401
var %
54.440
55.773
var %
18.876
24.168
7.459
Enilive e Plenitude
7.906
8.357
31.301
32.877
5.333
Refining e Chimica
4.686
5.817
21.210
23.061
1.905
1.830
(9.213)
(11.208)
(38.935)
(43.992)
23.488
24.622
88.797
93.717
Corporate e altre attività
(9.707)
Elisioni di consolidamento
20.658
Costi operativi
III Trim.
IV Trim.
16.833
(€ milioni)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
17.649
Esercizio
19.680
19.785
var %
var %
70.961
73.836
3.262
3.136
20.557
20.857
74.391
77.221
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
III Trim.
IV Trim.
1.519
(€ milioni)
Exploration & Production
Global Gas & LNG Portfolio e Power
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
Refining e Chimica
Esercizio
var %
1.720
1.642
6.496
6.271
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
2.015
1.985
1.257
1.377
1.982
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
3.272
3.362
2.039
Radiazioni
3.692
3.677
1.842
var %
7.743
7.479
2.900
1.802
10.643
9.281
11.223
9.816
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
Esercizio 2024
Global Gas &
Exploration &
LNG Portfolio
Production
e Power
Enilive e
Plenitude
Refining e
Chimica
Corporate e
altre attività
Gruppo
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
1.857
Altri proventi (oneri) netti
1.657
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.
1 gen. 2024
31 Dic. 2024
28.729
30.348
1.619
7.013
8.820
1.807
– Debiti finanziari a lungo termine
21.716
21.528
(188)
Disponibilità liquide ed equivalenti
(10.193)
(8.183)
2.010
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(6.782)
(6.797)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
(2.194)
9.560
(3.193)
12.175
(999)
2.615
Passività per beni in leasing
5.336
6.453
1.117
– di cui working interest Eni
(€ milioni)
Debiti finanziari e obbligazionari
– Debiti finanziari a breve termine
Var. ass.
4.856
5.837
– di cui working interest follower
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
14.896
18.628
3.732
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
53.644
55.691
2.047
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
31 Dic. 2024
31 Dic. 2023
8.183
6.797
1.085
16.883
6.259
3.663
43.565
10.193
6.782
16.551
6.186
5.637
46.705
59.864
5.822
6.434
1.595
14.182
1.395
3.215
6.322
4.011
102.969
146.954
56.299
4.834
6.379
1.576
12.630
1.256
2.301
4.482
3.393
93.292
2.609
142.606
4.238
4.582
1.279
22.074
5.049
37.809
4.092
2.921
1.128
20.654
1.685
5.579
36.059
21.570
5.174
15.764
5.581
4.449
53.259
91.263
4.005
32.397
8.222
8.446
(2.883)
2.641
52.828
2.863
55.691
146.954
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
III Trim.
20.658
21.016
(16.833)
(818)
(1.842)
(140)
1.360
1.650
(2.054)
IV Trim.
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
Altri proventi (oneri) operativi
Ammortamenti
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni in leasing
Radiazioni
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Strumenti finanziari derivati
(346)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Esercizio
23.488
24.622
88.797
2.417
93.717
1.099
23.972
24.976
91.214
94.816
(19.680)
(19.785)
(70.961)
(73.836)
(139)
(168)
(249)
(783)
(933)
(3.262)
(352)
(3.136)
(2.015)
(1.257)
(1.985)
(1.377)
(7.743)
(2.900)
(7.479)
(1.802)
(420)
(363)
(315)
(580)
5.248
(535)
8.257
3.235
2.347
7.715
7.417
(3.491)
(2.435)
(8.980)
(8.113)
(110)
(599)
(473)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
1.336
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
1.108
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
1.152
1.857
6.506
2.444
10.228
1.648
(1.104)
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
(948)
(3.725)
(5.368)
Utile (perdita) netto
2.781
4.860
di competenza:
– azionisti Eni
2.641
4.771
3.115,9
3.179,2
3.242,8
3.306,1
3.167,0
3.230,4
3.303,8
3.327,1
– interessenze di terzi
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
– semplice
– diluito
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
3.160,1
3.223,1
– semplice
– diluito
PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
IV Trim.
Esercizio
2.781
4.860
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
3.318
(2.239)
2.374
(1.573)
3.742
(2.360)
3.060
(2.010)
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
(568)
(912)
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
Effetto fiscale
(158)
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
3.389
(2.246)
2.442
(1.551)
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
3.694
(2.042)
5.223
3.309
3.512
(2.073)
5.006
3.220
(€ milioni)
Utile (perdita) netto del periodo
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2023
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Acquisto azioni proprie
Emissione bond convertibile
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
55.230
3.309
(3.005)
(138)
(1.837)
(1.586)
53.644
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2023
di competenza:
– azionisti Eni
53.184
– interessenze di terzi
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2024
53.644
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
5.223
(3.067)
Emissione di obbligazioni ibride perpetue
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Opzione put su Plenitude
Acquisto di azioni proprie
Operazione Plenitude – cessione EIP
Costi emissione obbligazioni ibride perpetue
1.848
(138)
(387)
(2.003)
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2024
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
2.047
55.691
52.828
2.863
RENDICONTO FINANZIARIO
IV Trim.
III Trim.
1.842
(180)
(382)
(109)
1.104
1.298
Esercizio
2.781
4.860
Ammortamenti
2.015
1.985
7.743
7.479
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
1.257
1.377
2.900
1.802
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
Radiazioni
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(288)
(873)
(1.336)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(601)
(441)
Dividendi
(227)
(255)
(150)
(146)
(497)
(517)
Interessi attivi
1.245
1.000
Imposte sul reddito
Interessi passivi
(244)
3.725
5.368
Altre variazioni
(287)
(173)
(158)
(700)
1.133
1.811
1.792
Flusso di cassa del capitale di esercizio
1.615
– rimanenze
– crediti commerciali
(2.908)
(2.106)
1.164
3.322
(1.260)
– debiti commerciali
3.303
2.857
(4.823)
(240)
1.423
– fondi per rischi e oneri
– altre attività e passività
(1.101)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
(105)
Dividendi incassati
1.946
2.255
Interessi incassati
(240)
Interessi pagati
(136)
(172)
(1.130)
(919)
(1.735)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
(1.272)
(1.516)
(5.826)
(6.283)
2.997
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.620
4.175
13.092
15.119
(2.539)
Flusso di cassa degli investimenti
(2.817)
(3.688)
(11.782)
(12.404)
(1.884)
– attività materiali
(2.394)
(2.382)
(7.999)
(8.739)
(117)
– diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
– attività immateriali
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
(413)
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
– attività materiali
(138)
(284)
(486)
(476)
(649)
(1.795)
(1.277)
(258)
(798)
(1.315)
(186)
(185)
(388)
(114)
(514)
(209)
2.496
1.354
1.135
– attività immateriali
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute
(104)
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
(413)
(1.615)
– variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
(142)
(361)
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(666)
1.173
(531)
2.194
(2.497)
(2.528)
(9.817)
(9.365)
Flusso di cassa netto da attività di investimento
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
III Trim.
IV Trim.
(1.030)
(262)
(1.099)
(€ milioni)
Assunzione di debiti finanziari a lungo termine
Esercizio
Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
Rimborso di passività per beni in leasing
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
3.516
4.971
(3.161)
(1.130)
(278)
(4.748)
(272)
(293)
(1.205)
(963)
1.241
(1.495)
(3.046)
(779)
Dividendi pagati ad azionisti Eni
(794)
(747)
(3.068)
Dividendi pagati ad altri azionisti
(1.803)
Apporti netti di capitale da azionisti terzi
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
(570)
1.549
Acquisto di azioni proprie
Emissioni nette di obbligazioni ibride perpetue
(876)
(790)
(2.012)
1.778
(2.434)
(928)
(137)
(5.380)
(138)
(5.668)
Altri apporti
(2.146)
(853)
10.220
9.367
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni ibride perpetue
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
(1.184)
9.367
9.573
(2.022)
10.205
10.181
8.183
10.205
8.183
10.205
Investimenti tecnici
III Trim.
IV Trim.
1.384
1.304
(€ milioni)
Exploration & Production
di cui: – ricerca esplorativa
– sviluppo di idrocarburi
Global Gas & LNG Portfolio e Power
– Global Gas & LNG Portfolio
– Power
Esercizio
var %
var %
1.785
1.810
6.055
7.135
1.671
1.569
5.564
6.293
Enilive e Plenitude
1.303
1.064
– Enilive
– Plenitude
Refining e Chimica
– Refining
2.001
– Chimica
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾
2.532
2.666
8.485
9.215
(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 (€544 milioni e €294 milioni nel quarto trimestre 2024 e 2023, rispettivamente, €2.172 milioni e €966 milioni nell’esercizio 2024 e 2023, rispettivamente).
Nell’esercizio 2024 gli investimenti di €8.485 mln (€9.215 mln nell’esercizio 2023) evidenziano un decremento dell’8% rispetto
al periodo di confronto, in particolare:
nel settore Exploration & Production, gli investimenti (€6.055 mln) sono relativi principalmente allo sviluppo di
giacimenti di idrocarburi in particolare in Costa d’Avorio, Congo, Italia, Egitto, Iraq, Libia, Indonesia, Algeria, Kazakhstan
e Emirati Arabi Uniti;
nel settore Enilive e Plenitude, gli investimenti Plenitude (€887 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 (€416 mln) sono relativi ad interventi per obblighi di legge e stay-in-business
della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d’Europa; all’attività di bioraffinazione, di biometano,
nonché agli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente;
nel settore Refining e Chimica sono principalmente relativi all’attività di raffinazione tradizionale in Italia (€422 mln), per
la nuova bioraffineria di Livorno, per l’attività di mantenimento e stay-in-business e nel business della chimica (€210
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 (€184
mln).
Performance di Sostenibilità
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
Emissioni dirette di metano (Scope 1)
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine
Volumi totali di oil spill (>1 barile)
Acqua di formazione reiniettata
Esercizio
(milioni di tonnellate di CO₂ eq.)
(migliaia di tonnellate di CH₄)
(miliardi di Sm³)
(barili)
2.815
12.719
Gli indicatori fanno riferimento esclusivamente ai dati 100% degli asset operati.
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) della forza lavoro pari a 0,67, in aumento rispetto al 2023 per un
incremento del numero di eventi a carico sia dei dipendenti sia dei contrattisti, quest’ultimi in relazione all’incidente
occorso presso il deposito Eni di Calenzano che ha causato la morte di cinque contrattisti lo scorso dicembre. Le
investigazioni da parte dell’Autorità Giudiziaria sulle dinamiche e le cause dell’evento sono in corso.
Emissioni dirette di GHG (Scope 1): pari a 21,2 mln di tonnellate di CO2eq sono in riduzione rispetto al 2023,
principalmente per effetto del calo delle emissioni nel business Exploration & Production dovuto alle cessioni di asset
in Nigeria e in Congo ed alla realizzazione di progetti di gas valorization in Congo e nel business Raffinazione dovute a
riassetto impiantistico e manutenzione.