Comunicato stampa - Eni: risultati del quarto trimestre e dell’esercizio 2022

(AGENPARL) - Roma, 23 Febbraio 2023

(AGENPARL) – gio 23 febbraio 2023 Cordiali saluti
Ufficio stampa Eni
Eni SpA
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[eni.com](http://www.eni.com)

Testo Allegato:

Highlight
finanziari
utile operativo adjusted (
EBIT adjusted
di gruppo
nell’esercizio
2022
20,4
mld
–
3
–

Principali sviluppi di business

&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;é&#x 306;&#x.215;&#x 63.;&#x167 ;&#x]/Su;&#xbtyp;&#xe /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;é&#x 306;&#x.215;&#x 63.;&#x167 ;&#x]/Su;&#xbtyp;&#xe /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;-6- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Plenitude
Power
Ad ottobre,
avviata
la produzione presso il parco eolico spagnolo E
l Monte da 104,5 MW, nella regione
Castiglia La Mancha. La centrale produrrÃ circa 300 GWh/anno, equivalenti al consumo domestico di
100.000 famiglie.
Ad ottobre, Ã¨ stata finalizzata la cessione da parte di Plenitude alla JV norvegese VÃ¥rgrÃ¸nn della quota
del 20% in Dogger Bank (Regno Unito) che sta sviluppando importanti progetti eolici offshore. A seguito
dell’accordo tra gli azionisti, HitecVision aumenta la propria quota di partecipazione in VÃ¥rgrÃ¸nn
passando dal 30,4% al 35% attraverso un apporto di c
apitale
A dicembre, Plenitude ha finalizzato l’acquisizione del 100% di PLT (PLT Energia Srl e SEF Srl e rispettive
controllate e partecipate), un gruppo italiano integrato con una capacitÃ installata di 0
3 GW, giÃ in
operation, 0,1 GW in costruzione e 1
,2 GW di progetti in fase di sviluppo (principalmente eolico) in Italia
e Spagna. Inoltre, il gruppo PLT detiene un portafoglio di 90.000 clienti in Italia
A dicembre, Plenitude ha firmato un accordo per l’acquisito dell’impianto fotovoltaico di Kellam, d
a 81
MW, situato in Texas, USA, portando la capacitÃ installata totale nel paese a 878 MW.
A gennaio, Plenitude e Simply Blue Group hanno firmato un accordo per lo sviluppo congiunto di nuovi
progetti eolici offshore galleggianti in Italia. I primi due pro
getti, “Messapia” nell’offshore della Puglia e
“Krimisa”, offshore Calabria, con una capacitÃ di 1,3 GW e 1
1 GW, rispettivamente, sono giÃ stati
presentati alle autoritÃ competenti
A gennaio, Plenitude ha
avviato
la produzione presso il “Golden Buckle Solar Project” da 263 MW nella
contea di Brazoria, in Texas. La produzione media annua di energia solare Ã¨ prevista tra 400 e 500 GWh.
Decarboniz
ion
ostenibilitÃ
Ad ottobre, due progetti di sviluppo di idroge
no verde di Eni ed Enel Green Power sono stati inseriti tra
i beneficiari italiani del supporto pubblico autorizzato dalla Commissione europea nell’ambito di IPCEI
Hy2Use, il progetto comune di interesse europeo nato per sostenere la catena del valore dell
‘idrogeno.
I due elettrolizzatori dalla capacitÃ di 20 MW e 10 MW saranno realizzati rispettivamente all’interno della
bioraffineria Eni di Gela, in Sicilia, e della raffineria Eni di Taranto. Entrambi gli impianti adotteranno la
tecnologia PEM (polymer el
ectrolyte membrane)
A ottobre, nell’ambito di una procedura di gara, Commonwealth Fusion Systems di cui Eni Ã¨ principale
azionista, Ã¨ stata selezionata dall’AutoritÃ Britannica per l’Energia Atomica per supportare il progetto sul
sistema di confinamento m
agnetico per lo Spherical Tokomak di UKAEA per la produzione di energia.
Nel trimestre, Eni Ã¨ stata classificata al primo posto tra le 30 aziende del settore europeo oil & gas da
Moody’s ESG Solutions
per le sue eccellenti capacitÃ nella gestione dei risch
i ESG. Eni ha migliorato il
proprio score ed Ã¨ stata confermata nella categoria Advanced.
A novembre, Eni ha sottoscritto un accordo con Leonardo per lo sviluppo di iniziative congiunte
nell’ambito della sostenibilitÃ e dell’innovazione, con
l’obiettivo di favorire il processo di transizione

Exploration & Production
Produzione e prezzi
var %
var %
Produzioni
Petrolio
mgl di barili/g
(9)
(8)
Gas naturale
mln di metri cubi/g
(6)
(2)
1.578
Idrocarburi â½áµâ¾
mgl di boe/g
1.617
1.737
(7)
1.610
1.682
(4)
Prezzi medi di realizzoâ½áµâ¾
91,51
Petrolio
$/barile
77,60
75,58
92,39
66,90
Gas naturale
$/mgl di metri cubi
68,51
Idrocarburi
$/boe
61,96
61,03
69,06
49,82
Esercizio
(a)
Con
effetto
gennaio
2022,
il
coefficiente
conversione
metri
cubi
boe
del
gas
naturale
stato
aggiornato
in
=0,00671
barili
petrolio
(in
precedenza
=0,00665
barili
petrolio).
L’effetto sulle produzioni Ã¨ di 8 mila boe/giorno nel quarto trimestre e nell’anno 2022. I precedenti trimestri 2022 sono stati coerentemente riesposti.
(b) I prezzi si riferiscono alle societÃ consolidate.
Nel quarto trimestre 2022 la
produzione di idrocarburi
di 1,62 m
ln
di boe/giorno (1,61
mln
di
boe/giorno nell’anno 2022), Ã¨ diminuita del 7% rispetto al quarto trimestre 2021. La flessione Ã¨ dovuta
alle attivitÃ di manutenzione programmata e interventi straordinari in Kazakhstan, situazione
contingente in Nigeria, minore
produzione in Norvegia ed Egitto e declino dei campi maturi. La
produzione Ã¨ stata sostenuta dallo start
up del progetto Coral in Mozambico e del progetto Amoca in
Messico, dalla maggiore attivitÃ in Algeria, anche a seguito delle acquisizioni di
periodo
nonchÃ© negli
Stati Uniti. Il confronto sequenziale riporta una crescita del 3%, beneficiando della ripresa delle attivitÃ
in
Kazakhstan
e dei maggiori
entitlement
in Libia.
Nel 2022, i fattori positivi, incluso il progressivo
allentamento delle quote prod
uttive OPEC+ (in particolare negli Emirati Arabi Uniti), hanno avuto
(miliardi di boe)
Riserve certe al 31 dicembre 2021
6,6
Promozioni
0,5
Produzione
(0,6)
Riserve certe al 31 dicembre 2022
6,6
Tasso di rimpiazzo all sources
(%)
Nel 202
le promozioni nette di riserve certe sono state di
0,5
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
La vita residua delle riserve Ã¨ di
anni.
L’informativa completa sulle riserve certe di idrocarburi sarÃ fornita nella Relazione Finanziaria Annuale
e nell’Annual Report on Form 20
F 202
Analisi per
segmento di business
–
9
–

Risultati
var %
var %
4.539
Utile (perdita) operativo
2.246
4.066
(45)
15.908
10.066
(267)
Esclusione special items
(436)
(773)
4.272
Utile (perdita) operativo adjusted
2.891
3.630
(20)
16.411
9.293
(76)
Proventi (oneri) finanziari netti
(128)
(47)
(319)
(313)
Proventi (oneri) su partecipazioni
2.086
di cui: – VÃ¥r Energi
– Azule
(1.935)
Imposte sul reddito
(1.598)
(1.578)
(7.402)
(4.118)
41,1
tax rate (%)
46,3
41,1
40,7
42,6
2.772
Utile (perdita) netto adjusted
1.856
2.258
(18)
10.776
5.543
I risultati includono:
Costi di ricerca esplorativa:
– costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
– radiazione di pozzi di insuccesso
1.770
Investimenti tecnici
2.041
1.154
6.362
3.861
(€ milioni)
Esercizio
Nel quarto trimestre 2022, il settore
Exploration & Production
ha conseguito un
utile operati
vo
adjusted
€2.89
ln
, in riduzione del 20% rispetto al corrispondente periodo del 2021, per
effetto del deconsolidamento delle societÃ operative angolane a seguito del loro conferimento nella
JV Azule con
p, diventata operativa in agosto,
dei
minori
volumi prodotti e
delle
maggiori
radiazioni
in parte compensati da
ll’aumento dei
prezzi (+2%). Nel 2022 l’utile operativo adjusted
Ã¨ stato €16.41
ln
, +77% rispetto all’anno 2021, trainato dal continuo rafforzamento dello
scenario petrolifero e dalla rid
otta disponibilitÃ globale di gas naturale, nonchÃ© dalla gestione
disciplinata dei costi
Nel quarto trimestre 2022, il settore Exploration & Production ha conseguito l’
utile netto
adjusted
di €1.
856
ln
, in
riduzione
di circa €0,
ld
rispetto al quarto trimestre 2021
robusta performance delle partecipate
in particolare di VÃ¥r Energi
, Ã¨ stata piÃ¹ che compensata
dalla debole performance operativa. Nel 2022
l’utile netto adjusted di
€10.
776
ln
in crescita di
€5.
233
ln
–
10

Global Gas & LNG Portfolio
endite
var %
var %
2.082
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/mgl di metri cubi
1.009
1.294
2.077
1.279
Spread PSV vs. TTF
(21)
Vendite di gas naturale
mld di metri cubi
7,07
Italia
7,32
10,25
(29)
30,67
36,88
(17)
5,79
Resto d’Europa
7,71
7,52
27,41
28,01
(2)
0,53
di cui: Importatori in Italia
0,80
0,73
2,43
2,89
(16)
5,26
Mercati europei
6,91
6,79
24,98
25,12
(1)
0,47
Resto del Mondo
0,52
1,11
(53)
2,44
5,56
(56)
13,33
Totale vendite gas â½*â¾
15,55
18,88
(18)
60,52
70,45
(14)
1,8
di cui: vendite di GNL
2,4
2,8
(14)
9,4
10,9
(14)
Esercizio
(*) Include vendite intercompany.
Nel
quarto trimestre
2022
le vendite di gas naturale
di
di metri cubi sono diminu
ite del
% rispetto allo stesso periodo del 2021, a seguito dei
minori
volumi di gas commercializzati in Italia,
in particolare
alla borsa e
nel segmento
industriale. Nei mercati europei i volumi venduti di gas hanno
registrato un incremento del 3% grazie
alle
aggiori
vendite
in Germania ed Austria, che hanno
compensato le minori vendite presso tutti gli altri mercati. L
e vendite internazionali di GNL risultano in
decremento
del 14%
rispetto allo stesso periodo del 2021
Nell’esercizio
2022 le vendite di gas naturale
di
ld
di metri cubi sono diminuite del
Risultati
var %
var %
2.062
Utile (perdita) operativo
3.732
2.864
3.734
(979)
Esclusione special item
(3.665)
(2.328)
(1.667)
(319)
1.083
Utile (perdita) operativo adjusted
(88)
2.067
(19)
Proventi (oneri) finanziari netti
(6)
(17)
(17)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(421)
Imposte sul reddito
(348)
(365)
(1.070)
(394)
Utile (perdita) netto adjusted
(258)
Investimenti tecnici
(€ milioni)
Esercizio
Nel
quarto trimestre
2022 il
settore
Global Gas & LNG Portfolio
ha riportato un
utile operativo
adjusted di €67 mln,
nonostante la prevista inversione
ei trend di mercato ed i minori
approvvigionamenti russi, nonchÃ© le maggiori spese di revisione dei contratti, in parte compensate dalla
continua ottimizzazione del portafoglio gas e GNL.
Nell’esercizio 2022,
il settore h
a realizzato un
utile
operativo adjusted di €
067
ln
provvedendo alla sostituzione di gas russo con gas equity o da paesi
ove operiamo ed assicurando la continua ottimizzazione del portafoglio gas e GNL in un contesto di
offerta insufficiente, garantend
o stabilitÃ e sicurezza degli approvvigionamenti per i clienti e
gestione
dei rischi finanziari
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati
di gruppo
–
11

Refining
& Marketing e Chimica
Produzioni e vendite
var %
var %
4,1
Standard Eni Refining Margin (SERM)
$/barile
13,6
(2,2)
8,5
(0,9)
4,26
Lavorazioni in conto proprio Italia
mln ton
3,73
4,13
(10)
16,12
16,51
(2)
2,79
Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo
2,86
2,84
11,00
10,89
7,05
Totale lavorazioni
6,59
6,97
(5)
27,12
27,40
Tasso utilizzo impianti di raffinazione
Lavorazioni bio
mgl ton
(35)
(18)
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio
Marketing
2,04
1,46
0,58
Vendite rete resto d’Europa
0,53
0,54
(2)
2,12
2,11
21,8
Quota mercato rete Italia
21,9
22,2
21,7
22,2
2,36
1,71
0,65
Chimica
0,77
Vendite prodotti chimici
mln ton
0,77
1,13
(31)
3,75
4,47
(16)
Tasso utilizzo impianti
Esercizio
Nel quarto trimestre 2022, il
margine di raffinazione indicatore Eni
(Standard Eni Refining M
argin)
si Ã¨ attestato in media a 13,6 $/barile (8,5 $/barile nell’anno), rispetto ai valori negativi riportati nel
periodo di confronto. I margini di raffinazione registrano un incremento significativo trainati da un forte
rimbalzo della domanda per tutti
i tipi di prodotti raffinati, a causa della riapertura dell’economia e dei
colli di bottiglia nel sistema.
Nel quarto trimestre 2022 le
lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio
in Italia,
pari a 3,73 m
di tonnellate, sono diminuite del 10% rispetto al quarto trimestre 2021
–
12

Risultati
(€ milioni)
var %
var %
(591)
Utile (perdita) operativo
(1.236)
(239)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(321)
(416)
(1.455)
Esclusione special item
1.892
1.562
Utile (perdita) operativo adjusted
(104)
1.928
– Refining & Marketing
(36)
2.182
(46)
(177)
– Chimica
(87)
(68)
(28)
(254)
(13)
Proventi (oneri) finanziari netti
(13)
(36)
(32)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(4)
di cui: ADNOC R&GT
(31)
(76)
(192)
Imposte sul reddito
(100)
(616)
(54)
Utile (perdita) netto adjusted
(104)
1.913
Investimenti tecnici
Esercizio
Nel quarto trimestre 2022 il business
Refining & Marketing
ha riportato un
utile operativo ad
justed
di €46
ln
in significativo miglioramento rispetto al trimestre di confronto, +€
ln
(€2.18
ln
nell’esercizio 2022 che si confronta con una perdita di €46 m
–
13

Plenitude & Power
Produzioni e vendite
var %
var %
Plenitude
0,61
Vendite retail e business gas
mld di metri cubi
1,86
2,62
(29)
6,84
7,85
(13)
4,77
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
terawattora
4,43
4,72
(6)
18,77
16,49
9,89
Clienti retail/business
mln pdf
10,07
10,04
10,07
10,04
Produzione di energia da fonti rinnovabili
gigawattora
2.553
1,827
CapacitÃ installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
2,198
1,137
2,198
1,137
di cui: – fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage)
– eolico
Power
5,96
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi
5,07
7,74
(34)
22,37
28,54
(22)
5,36
Esercizio
Le
vendite retail e business
di gas
sono state di
Risultati
var %
var %
1.512
Utile (perdita) operativo
(4.950)
(532)
(830)
(825)
2.355
(135)
(1.340)
Esclusione special item
5.068
1.440
(1.879)
Utile (perdita) operativo adjusted
– Plenitude
(9)
(5)
– Power
(2)
Proventi (oneri) finanziari netti
(2)
(1)
(11)
(2)
Proventi (oneri) su partecipazioni
(8)
(3)
(6)
(3)
(46)
Imposte sul reddito
(53)
(44)
(201)
(144)
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
Esercizio
(€ milioni)
Nel quarto trimestre 2022,
Plenitude
ha conseguito l’
utile operativo adjusted
di €78 ml
n, in riduzione
di €8 mln rispetto allo stesso periodo del 2021, a causa del trend di mercato. Nell’anno 2022, l’utile
–
14

(€ milioni)
var %
var %
37.302
Ricavi della gestione caratteristica
31.250
26.766
132.237
76.575
6.611
Utile (perdita) operativo
(425)
5.691
(107)
17.508
12.341
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(376)
(564)
(1.491)
(904)
Esclusione special item â½áµâ¾
3.290
(1.509)
3.447
(1.186)
5.772
Utile (perdita) operativo adjusted
3.587
3.806
(6)
20.391
9.664
Dettaglio per settore di attivitÃ
4.272
Exploration & Production
2.891
3.630
(20)
16.411
9.293
1.083
(88)
2.067
Refining & Marketing e Chimica
(104)
1.928
1.168
Plenitude & Power
(185)
Corporate e altre attivitÃ
(141)
(227)
(620)
(593)
(5)
(107)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
(131)
(10)
(244)
Utile (perdita) operativo adjusted continuing operations
#IV/0!
5.862
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
3.515
(84)
13.810
5.821
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(267)
(401)
(1.060)
(2.184)
Esclusione special item â½áµâ¾
1.444
(1.548)
(98)
(431)
3.730
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.503
1.700
13.311
4.330
Esercizio
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel quarto trimestre 2022 il Gruppo ha conseguito
utile operativo adjusted
587
ln
, in
Risultati di gruppo
–
15

(€ milioni)
var. ass.
var. ass.
5.883
Utile (perdita) netto
3.520
(2.927)
13.884
5.840
8.044
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attivitÃ operativa:
(996)
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
2.580
2.467
4.349
8.568
(4.219)
(15)
– plusvalenze nette su cessioni di attivitÃ
(65)
(10)
(55)
(524)
(102)
(422)
3.564
– dividendi, interessi e imposte
(43)
1.524
(1.567)
8.706
5.334
3.372
(836)
Variazione del capitale di esercizio
3.405
(592)
3.997
(1.271)
(3.146)
1.875
Dividendi incassati da partecipate
1.545
(2.218)
Imposte pagate
(2.611)
(1.231)
(1.380)
(8.493)
(3.726)
(4.767)
(225)
Interessi (pagati) incassati
(77)
(161)
(736)
(764)
5.586
Flusso di cassa netto da attivitÃ operativa
4.593
5.835
(1.242)
17.460
12.861
4.599
(2.099)
Investimenti tecnici
(2.764)
(1.647)
(1.117)
(8.056)
(5.234)
(2.822)
(978)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
(1.066)
(1.314)
(3.311)
(2.738)
(573)
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attivitÃ materiali e immateriali e
partecipazioni
1.202
Altre variazioni relative all’attivitÃ di investimento
1.184
2.361
2.072
3.457
Free cash flow
2.218
3.459
(1.241)
9.656
5.582
4.074
(294)
Investimenti e disinvestimenti di attivitÃ finanziarie non strumentali all’attivitÃ operativa
(590)
(3.089)
2.499
(4.743)
5.529
(1.278)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(585)
1.145
(1.730)
(2.569)
(244)
(2.325)
(211)
Rimborso di passivitÃ per beni in leasing
(227)
(264)
(994)
(939)
(55)
(1.184)
Flusso di cassa del capitale proprio
(1.944)
(319)
(1.625)
(4.841)
(2.780)
(2.061)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(51)
(51)
(138)
1.924
(2.062)
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilitÃ
(136)
(149)
(36)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
(1.315)
(2.209)
1.916
(1.148)
3.064
5.469
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
4.113
4.615
(502)
20.379
12.711
7.668
(€ milioni)
var. ass.
var. ass.
3.457
Free cash flow
2.218
3.459
(1.241)
9.656
5.582
4.074
(211)
Rimborso di passivitÃ per beni in leasing
(227)
(264)
(994)
(939)
(55)
(44)
Debiti e crediti finanziari societÃ acquisite
(374)
(282)
(92)
(506)
(777)
(220)
Debiti e crediti finanziari societÃ disinvestite
(370)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
(561)
(221)
(340)
(1.353)
(429)
(924)
(1.184)
Flusso di cassa del capitale proprio
(1.944)
(319)
(1.625)
(4.841)
(2.780)
(2.061)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(51)
(51)
(138)
1.924
(2.062)
1.428
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
(577)
2.322
(2.899)
1.966
2.581
(615)
Rimborsi lease liability
(37)
(395)
Accensioni del periodo e altre variazioni
(89)
(288)
(608)
(1.258)
(184)
Variazione passivitÃ per beni in leasing
(24)
(319)
1.244
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(439)
2.298
(2.737)
2.352
2.262
Esercizio
Esercizio
flusso di cassa netto da attivitÃ operativa
del quarto trimestre 2022 Ã¨ stato di €4.5
mln, in
riduzione di €1.2

&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;é&#x 308;&#x.975;&#x 63.;&#x167 ;&#x]/Su;&#xbtyp;&#xe /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;é&#x 308;&#x.975;&#x 63.;&#x167 ;&#x]/Su;&#xbtyp;&#xe /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;-20- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Altre informazioni, basis of
presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi
al quarto trimestre
all’esercizio
Ã¨ 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
comportament
o dei principali peer che pubblicano un reporting trimestrale.
In linea con il comportamento degli altri operatori di mercato le informazioni sono
fornite nella sola vista consolidata
Le informazioni economiche sono fornite con riferimento
al
terzo e
quarto trimestre
e all’esercizio 202
, al quarto trimestre
e all’esercizio
. I flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferi
mento
al 3
dicembre
e al 3
0 settembre 202
e al 31
dicembre 202
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), eman
ati da
ll’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 Eu
ropeo
e del Consiglio del 19 luglio 2002.
I criteri di rilevazione e valutazio
ne adottati nella preparazione dei risultati
del
quarto trimestre 202
e dell’esercizio 202
sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 20
alla quale si rinvia
Con efficacia 1Â° gennaio 2022, la societÃ ha proceduto ad aggiornare il coefficiente di conversione del gas naturale da metri
cubi a barili di petrolio equivalente
in ragione di 1mc = 0,00671 barili di petrolio (in precedenza 1mc = 0,00665 barili). L’aggio
rnamento riflette la modifica dei volumi e della composizione delle
diverse proprietÃ di Eni intervenuta nell’ultimo anno ed Ã¨ stato determinato raccogliendo i dati del potere calorico del gas
di tutti i campi a gas di Eni attualmente
in esercizio. L’effet
to sulla produzione espressa in barili equivalenti di petrolio (“boe”) del
quart
o trimestre
e dell’anno 2022
Ã¨ stato di
mila boe/giorno; per
omogeneitÃ anche la produzione espressa in boe del primo e secondo trimestre 2022 Ã¨ stata presentata utilizzando
l’aggiornamento del coefficiente di
conversione del gas con un effetto analogo. Sono invece trascurabili gli effetti sugli altri indicatori per boe (prezzi di re
alizzo, costi) e sugli ammortamenti.
Le
altre compagnie petrolifere possono adottare coefficien
ti diversi.
Il contenuto e il significato delle misure di risultato non
GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance Ã¨ spiegato da note esplicative dedicate, in linea
con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Perfor
mance (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
irigente 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 scrittur
e contabili.
Disclaimer
Questo comunicato stampa
relativo al preconsuntivo dell’esercizio 202
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, evoluzio
ne della struttura finanziaria, performance
gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e del
le vendite, esecuzione dei progetti. I forward
looking statements hanno per loro natura una
componente di rischiositÃ e di incertezza perchÃ© dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi
potranno differire in misura anche
sig
nificativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicitÃ di fattori, tra cui:
l’impatto della pandemia COVID
19,
l’avvio effettivo di nuovi giacimenti
di petrolio e di gas naturale, la capacitÃ del management nell’esecuzione dei piani indust
riali 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 effett
ive, le condizioni macroeconomiche
generali, fattori ge
opolitici quali le tensioni internazionali e l’instabilitÃ 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 ele
ttrica e in materia ambientale, il successo nello
sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle c
ondizioni di business, l’azione della
concorrenza. In relazione alla stagionalitÃ
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 va
riazione de
ll’indebitamento finanziario netto
del
trimestre
non possono esse
re estrapolati su base annuale.
Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe Ã¨ il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le opera
zioni di portafoglio) e la produzi
one
dell’anno. Un valore del tasso di rimpiazzo delle riserve superiore al 100% indica che nell’anno le promozioni a riserve cert
e sono state superiori ai volumi di
riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve Ã¨ utilizzato dal management per valut
are la capacitÃ 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 puÃ² esser
e considerato un indicatore delle
performance produttive f
uture perchÃ© l’evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiositÃ e incertezza in relazi
one a una
molteplicitÃ 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 na
turale.
Adeguamenti dei dati di preconsuntivo saranno possibili in
relazione alla rilevazione del risultato della partecipazione in Saipem di quarto trimestre.
Contatti societari
Ufficio Stampa:
Tel. +39.0252031875
+39.0659822030
Numero verde azionisti (dall’Italia):
800940924
Numero verde azionisti
(dall’estero):
+80011223456
Centralino:
+39.0659821
ufficio.stampa@eni.com
segreteriasocietaria.azionisti@eni.com
investor.relations@eni.com
Sito internet:
http://www.eni.com
Eni
SocietÃ per Azioni
Roma, Piazzale Enrico Mattei, 1
Capitale sociale: euro 4.005.358.876 i.v.
Registro Imprese di Roma, c.f. 00484960588
Tel.: +39 0659821
Fax: +39 0659822141
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del quarto trimestre e
dell’esercizio 202
(non sottoposti a revisione contabile) Ã¨ disponibile sul sito
internet Eni all’indirizzo eni.com.

&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;é&#x 308;&#x.975;&#x 63.;&#x167 ;&#x]/Su;&#xbtyp;&#xe /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;é&#x 308;&#x.975;&#x 63.;&#x167 ;&#x]/Su;&#xbtyp;&#xe /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;-21- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ; &#x/MCI;&#xD 1 ;&#x/MCI;&#xD 1 ; &#x/MCI;&#xD 2 ;&#x/MCI;&#xD 2 ; &#x/MCI;&#xD 3 ;&#x/MCI;&#xD 3 ;Il management valuta le performance underlying
dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli 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 n
on 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 imm
ateriali e di
partecip
azioni, gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei deri
vati 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 attivitÃ /passivitÃ nell’ambito di relazioni di “natural hedge” dei rischi summenzionati, nonch
Ã© le svalutazioni
delle attivitÃ per imposte anticipate. Corrispondentemente Ã¨ considerata avere natura “special” anch
e la componente di risultato della
valutazione a equity delle partecipazioni in joint venture e imprese collegate per la quota riferibile ai suddetti oneri e pr
oventi (after tax).
Inoltre, Ã¨ oggetto di esclusione il cosiddetto profit/loss on stock dato dal
la differenza tra il costo corrente delle quantitÃ vendute e quello
determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione delle giacenze di fine period
o. Il profit
(loss) on stock non Ã¨ rilevato nei settori che uti
lizzano il magazzino come leva gestionale per ottimizzare i margini. Analogamente a
quanto previsto per gli special item, Ã¨ oggetto di esclusione il profit or loss on stock incluso nei risultati dalle imprese
partecipate valutate
all’equity.
Tali misure d
i risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.
Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicura
ndo una
migliore comparabilitÃ 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 spec
ial item e
l’utile/perdita di magaz
zino, nonchÃ©, nella determinazione dell’utile netto dei settori di attivitÃ , gli oneri/proventi finanziari correlati
all’indebitamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell’
utile operativ
o gli
effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la gestione del rischio connesso all’esposizione d
ei 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 Ã¨ determinato sulla base della natura di ciascun comp
onente di
reddito oggetto di esclusione, con l’eccezione degli oneri/proventi finanziar
i per i quali Ã¨ applicata convenzionalmente l’aliquota statutory
delle societÃ 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 disponibilitÃ e sugli impieghi di cassa non strumentali all’attivitÃ operativa.
Pertanto, restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanzia
ri
operati dal settore,
in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’attivitÃ operativa e gli oneri finanziari derivanti
dall’accretion discount
di passivitÃ rilevate al valore attuale (in particolare le passivitÃ 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’appl
icazione del costo
medio ponderato prevista dagli IFRS.
Special item
Le componenti reddituali sono classificate tra gli special
item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui
accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolg
imento
dell’attivitÃ ; (ii) derivano da eventi o da o
perazioni non rappresentativi della normale attivitÃ del business, come nel caso degli oneri di
ristrutturazione e ambientali, nonchÃ© di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si so
no verificati
negli esercizi preced
enti o Ã¨ probabile si verifichino in quelli successivi. Inoltre, le differenze e derivati in cambi relativi alla gestione
commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischi
o di camb
io
implicito nelle formule prezzo delle commodity, ancorchÃ© gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell’utile op
erativo adjusted
variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. Sono classificati tra gli special item gli effetti
contabili dei derivati su
commodity valutati a fair value in aggiunta a quelli privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in bas
e agli IFRS, anche
quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota inefficace dei derivati di coper
tura nonchÃ© gli effetti dei derivati le cui sottostanti
transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri. Analogamente sono classificati come special items gli effetti val
utativi relativi ad
attivitÃ /passivitÃ impiegate in una relazione di natura
l 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 f
air value sospesa
relativa ai derivati su com
modity 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 Ã¨ una misura Non
GAAP della struttura finanziaria del Gruppo, evidenziando il grado di i
ndebitamento, ed Ã¨ calcolato come
rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il le
verage Ã¨ utilizzato
per valutare il grado di soliditÃ e di efficienza della struttura patrimonial
e in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra
mezzi di terzi e mezzi propri, nonchÃ© per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell’industria.
Gearing
Il gearing Ã¨ calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario n
etto e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale
investito netto Ã¨ finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
Flusso di cassa netto da attivitÃ operativa prima della variazione del capitale di esercizio, escludendo l’utile/perdita di m
agazzino e certe
componenti straordinarie, quali accantonamenti straordinari per perdite su crediti, nonchÃ© in considerazione dell’
elevata volatilitÃ dei
mercati la variazione del fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti contabili per essere classificati come hed
ges in base agli
IFRS, compresi quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota inefficace dei derivat
i di copertura nonchÃ© gli effetti dei derivati le
cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri.
Misure alternative di performance (Non
GAAP measure)

–
23

(€ milioni)
Esercizio 2021
Utile (perdita) operativo
10.066
2.355
(816)
(208)
12.341
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(1.455)
(36)
(1.491)
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
(1.244)
1.342
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
(77)
(22)
(2)
(100)
accantonamenti a fondo rischi
(4)
oneri per incentivazione all’esodo
(5)
derivati su commodity
(207)
(1.982)
(2.139)
differenze e derivati su cambi
(3)
(14)
(6)
altro
(349)
(150)
Special item dell’utile (perdita) operativo
(773)
(319)
1.562
(1.879)
(1.186)
Utile (perdita) operativo adjusted
9.293
(593)
(244)
9.664
Proventi (oneri) finanziari netti â½áµâ¾
(313)
(17)
(32)
(2)
(539)
(903)
Proventi (oneri) su partecipazioni â½áµâ¾
(4)
(3)
(691)
(17)
Imposte sul reddito â½áµâ¾
(4.118)
(394)
(54)
(144)
(4.395)
Tax rate (%)
50,3
Utile (perdita) netto adjusted
5.543
(1.576)
(176)
4.349
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.330
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
5.821
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(1.060)
Esclusione special item
(431)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
4.330
GRUPPO
(a) Escludono gli special item.
Exploration &
Production
Global Gas & LNG
Portfolio
Refining & Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attivitÃ
Effetto eliminazione
utili interni

–
24

(€ milioni)
IV Trimestre 2022
Utile (perdita) operativo
2.246
3.732
(1.236)
(4.950)
(499)
(425)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(8)
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
(15)
(40)
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
(25)
(3)
(4)
(32)
accantonamenti a fondo rischi
(3)
oneri per incentivazione all’esodo
(4)
derivati su commodity
(3.999)
(28)
5.110
1.083
differenze e derivati su cambi
(38)
(135)
(2)
(133)
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
(3.665)
5.068
3.290
Utile (perdita) operativo adjusted
2.891
(141)
3.587
Proventi (oneri) finanziari netti â½áµâ¾
(128)
(2)
(24)
(126)
Proventi (oneri) su partecipazioni â½áµâ¾
(8)
(17)
Imposte sul reddito â½áµâ¾
(1.598)
(348)
(100)
(53)
(76)
(1.845)
Tax rate (%)
42,2
Utile (perdita) netto adjusted
1.856
(258)
2.527
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.503
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.444
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.503
GRUPPO
(a) Escludono gli special item.
Exploration &
Production
Global Gas & LNG
Portfolio
Refining & Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attivitÃ
Effetto eliminazione
utili interni

–
25

(€ milioni)
IV Trimestre 2021
Utile (perdita) operativo
4.066
2.864
(239)
(532)
(392)
(76)
5.691
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(321)
(55)
(376)
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
(871)
(511)
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
(2)
(5)
(1)
(8)
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
(6)
derivati su commodity
(2.342)
(1.707)
differenze e derivati su cambi
(9)
(6)
(1)
altro
(67)
Special item dell’utile (perdita) operativo
(436)
(2.328)
(1.509)
Utile (perdita) operativo adjusted
3.630
(104)
(227)
(131)
3.806
Proventi (oneri) finanziari netti â½áµâ¾
(47)
(6)
(13)
(1)
(134)
(201)
Proventi (oneri) su partecipazioni â½áµâ¾
(3)
(408)
(146)
Imposte sul reddito â½áµâ¾
(1.578)
(365)
(44)
(1.754)
Tax rate (%)
50,7
Utile (perdita) netto adjusted
2.258
(104)
(575)
(95)
1.705
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.700
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
3.515
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(267)
Esclusione special item
(1.548)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.700
GRUPPO
(a) Escludono gli special item.
Exploration &
Production
Global Gas & LNG
Portfolio
Refining & Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attivitÃ
Effetto eliminazione
utili interni

–
26

(€ milioni)
III trimestre 2022
Utile (perdita) operativo
4.539
2.062
(591)
1.512
(981)
6.611
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(177)
Esclusione special item:
oneri ambientali
1.484
svalutazioni (riprese di valore) nette
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
(1)
accantonamenti a fondo rischi
(1)
(1)
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
(680)
(1.341)
(1.955)
differenze e derivati su cambi
(5)
(34)
altro
(292)
(530)
(728)
Special item dell’utile (perdita) operativo
(267)
(979)
(1.340)
(904)
Utile (perdita) operativo adjusted
4.272
1.083
(185)
(107)
5.772
Proventi (oneri) finanziari netti â½áµâ¾
(76)
(19)
(13)
(2)
(198)
(308)
Proventi (oneri) su partecipazioni â½áµâ¾
(4)
Imposte sul reddito â½áµâ¾
(1.935)
(421)
(192)
(46)
(2.400)
Tax rate (%)
39,0
Utile (perdita) netto adjusted
2.772
(224)
(76)
3.751
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.730
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
5.862
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
(2.184)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.730
GRUPPO
(a) Escludono gli special item.
Exploration &
Production
Global Gas & LNG
Portfolio
Refining & Marketing
e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attivitÃ
Effetto eliminazione
utili interni

Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
(€ milioni)
Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
5.691
(376)
(1.545)
3.806
Utile operativo
12.341
(1.491)
(1.369)
9.664
(174)
(36)
(201)
Proventi/oneri finanziari
(788)
(183)
(903)
(545)
(146)
Proventi/oneri da partecipazioni
(868)
(17)
(35)
. VÃ¥r Energi
(385)
(31)
. Adnoc R&T
(320)
(76)
(1.452)
(411)
(1.754)
Imposte sul reddito
(4.845)
(4.395)
3.520
(267)
(1.548)
1.705
Utile netto
5.840
(1.060)
(431)
4.349
– Interessenze di terzi
3.515
1.700
Utile netto di competenza azionisti Eni
5.821
4.330
IV Trimestre
Esercizio
(€ milioni)
Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Utile operativo
6.611
(1.096)
5.772
Proventi/oneri finanziari
(161)
(192)
(308)
Proventi/oneri da partecipazioni
2.853
(2.166)
. VÃ¥r Energi
. Azule
. Adnoc R&T
Imposte sul reddito
(3.420)
(13)
1.033
(2.400)
Utile netto
5.883
(2.184)
3.751
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
5.862
3.730
III Trimestre 2022

Analisi delle principali voci del conto economico

STATO PATRIMONIALE
(€ milioni)
31 Dic. 2022
31 Dic. 2021
ATTIVITÃ
AttivitÃ correnti
DisponibilitÃ liquide ed equivalenti
10.155
8.254
AttivitÃ finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
8.251
6.301
Altre attivitÃ finanziarie
1.504
4.308
Crediti commerciali e altri crediti
20.924
18.850
Rimanenze
7.753
6.072
AttivitÃ per imposte sul reddito
Altre attivitÃ
12.823
13.634
62.018
57.614
AttivitÃ non correnti
Immobili, impianti e macchinari
56.332
56.299
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.446
4.821
AttivitÃ immateriali
5.525
4.799
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.786
1.053
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
12.063
5.887
Altre partecipazioni
1.202
1.294
Altre attivitÃ finanziarie
1.967
1.885
AttivitÃ per imposte anticipate
3.735
2.713
AttivitÃ per imposte sul reddito
Altre attivitÃ
2.271
1.029
89.441
79.888
AttivitÃ destinate alla vendita
TOTALE ATTIVITÃ
151.723
137.765
PASSIVITÃ E PATRIMONIO NETTO
PassivitÃ correnti
PassivitÃ finanziarie a breve termine
4.446
2.299
Quote a breve di passivitÃ finanziarie a lungo termine
3.097
1.781
Quota a breve di passivitÃ per beni in leasing a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
25.797
21.720
PassivitÃ per imposte sul reddito
1.657
Altre passivitÃ
12.519
15.756
48.400
43.152
PassivitÃ non correnti
PassivitÃ finanziarie a lungo termine
19.374
23.714
PassivitÃ per beni in leasing a lungo termine
4.067
4.389
Fondi per rischi e oneri
15.267
13.593
Fondi per benefici ai dipendenti
PassivitÃ per imposte differite
5.094
4.835
PassivitÃ per imposte sul reddito
Altre passivitÃ
3.270
2.246
48.111
49.970
PassivitÃ direttamente associabili ad attivitÃ destinate alla vendita
TOTALE PASSIVITÃ
96.619
93.246
Capitale sociale
4.005
4.005
Utili relativi a esercizi precedenti
23.257
22.750
Riserve per differenze cambio da conversione
7.646
6.530
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale
8.853
6.289
Azioni proprie
(2.937)
(958)
Utile (perdita) netto
13.810
5.821
Totale patrimonio netto di Eni
54.634
44.437
Interessenze di terzi
TOTALE PATRIMONIO NETTO
55.104
44.519
TOTALE PASSIVITÃ E PATRIMONIO NETTO
151.723
137.765

Schemi di bilancio IFRS
–
32

CONTO ECONOMICO
(€ milioni)
37.302
Ricavi della gestione caratteristica
31.250
26.766
132.237
76.575
Altri ricavi e proventi
1.175
1.196
37.569
Totale ricavi
31.540
27.078
133.412
77.771
(27.395)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(27.979)
(19.624)
(102.256)
(55.549)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
(69)
(113)
(279)
(650)
Costo lavoro
(817)
(769)
(3.015)
(2.888)
(1.333)
Altri proventi (oneri) operativi
(1.736)
(1.719)
Ammortamenti
(2.096)
(1.962)
(7.205)
(7.063)
(90)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attivitÃ materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni
in leasing
(875)
(1.140)
(167)
(52)
Radiazioni
(500)
(288)
(599)
(387)
6.611
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
(425)
5.691
17.508
12.341
2.618
Proventi finanziari
2.375
1.035
8.449
3.723
(2.926)
Oneri finanziari
(2.602)
(1.168)
(9.333)
(4.216)
(21)
Proventi (oneri) netti su attivitÃ finanziarie valutate al fair value

con effetti a conto economico
(10)
(55)
Strumenti finanziari derivati
(67)
(31)
(306)
(161)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(237)
(174)
(926)
(788)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(667)
1.861
(1.091)
2.527
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
3.623
2.853
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
1.122
(545)
5.484
(868)
9.303
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
4.972
22.066
10.685
(3.420)
Imposte sul reddito
(1.452)
(8.182)
(4.845)
5.883
Utile (perdita) netto
3.520
13.884
5.840
di competenza:
5.862
– azionisti Eni
3.515
13.810
5.821
– interessenze di terzi
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
1,66
– semplice
0,19
0,98
3,93
1,61
1,67
– diluito
0,19
0,97
3,93
1,60
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
3.487,8
– semplice
3.371,9
3.548,9
3.483,6
3.566,0
3.493,6
– diluito
3.378,2
3.556,5
3.490,0
3.573,6
Esercizio

–
33

PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA
COMPLESSIVO
(€ milioni)
2021
2022
2021
Utile (perdita) netto del periodo
3.520
13.884
5.840
Componenti non riclassificabili a conto economico
(80)
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
(10)
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
2
2
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
(81)
(43)
Effetto fiscale
(77)
(5)
(77)
Componenti riclassificabili a conto economico
(1.446)
1.695
1.902
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro
(5.013)
1.117
2.828
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
4.947
(1.264)
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
(34)
Effetto fiscale
(1.466)
(21)
(237)
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
(1.526)
1.048
1.709
2.051
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
(933)
4.568
15.593
7.891
di competenza:
– azionisti Eni
(973)
4.563
15.517
7.872
– interessenze di terzi
5
76
19
Esercizio

PRO
(€ milioni)
Totale utile (perdita) complessivo
7.891
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
(2.390)
Dividendi distribuiti dalle altre societÃ consolidate
(5)
Emissione di obbligazioni subordinate perpetue
2.000
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
(61)
Acquisto azioni proprie
(400)
Costi emissione obbligazioni subordinate perpetue
(15)
Altre variazioni
Totale variazioni
7.026
di competenza:
– azionisti Eni
44.437
– interessenze di terzi
Totale utile (perdita) complessivo
15.593
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
(3.022)
Dividendi distribuiti dalle altre societÃ consolidate
(60)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
(138)
Cessione EniPower
Acquisto di azioni proprie
(2.400)
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
10.585
di competenza:
– azionisti Eni
54.634
– interessenze di terzi
–
34

RENDICONTO FINANZIARIO
(€ milioni)
5.883
Utile (perdita) netto
3.520
13.884
5.840
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attivitÃ operativa:
1.719
Ammortamenti
2.096
1.962
7.205
7.063
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attivitÃ materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in
leasing
(511)
1.140
Radiazioni
(326)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
(685)
(1.861)
1.091
(15)
Plusvalenze nette su cessioni di attivitÃ
(65)
(10)
(524)
(102)
(66)
Dividendi
(134)
(110)
(351)
(230)
(60)
Interessi attivi
(49)
(18)
(158)
(75)
Interessi passivi
1.033
3.420
Imposte sul reddito
(133)
1.452
8.182
4.845
(2.479)
Altre variazioni
(242)
(9)
(2.773)
(194)
(836)
Flusso di cassa del capitale di esercizio
3.405
(592)
(1.271)
(3.146)
(1.658)
– rimanenze
2.159
(410)
(2.572)
(2.033)
(1.170)
– crediti commerciali
(4.933)
(1.172)
(7.888)
1.393
– debiti commerciali
1.624
5.073
2.372
7.744
1.211
– fondi per rischi e oneri
(151)
2.028
(406)
(612)
– altre attivitÃ e passivitÃ
(1.232)
(171)
(1.927)
(563)
(52)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
1.545
Interessi incassati
(241)
Interessi pagati
(163)
(169)
(851)
(792)
(2.218)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
(2.611)
(1.231)
(8.493)
(3.726)
5.586
Flusso di cassa netto da attivitÃ operativa
4.593
5.835
17.460
12.861
(3.160)
Flusso di cassa degli investimenti
(3.324)
(2.559)
(10.793)
(7.815)
(2.031)
– attivitÃ materiali
(2.597)
(1.541)
(7.700)
(4.950)
– diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(3)
(3)
(2)
(68)
– attivitÃ immateriali
(167)
(106)
(356)
(284)
(723)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilitÃ liquide ed equivalenti acquisite
(744)
(1.145)
(1.637)
(1.901)
(255)
– partecipazioni
(322)
(169)
(1.674)
(837)
(85)
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attivitÃ operativa
(119)
(49)
(350)
(227)
– variazione debiti relativi all’attivitÃ di investimento
1.031
Flusso di cassa dei disinvestimenti
2.989
– attivitÃ materiali
– attivitÃ immateriali
(36)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilitÃ liquide ed equivalenti cedute
(28)
(60)
– imposte pagate sulle dismissioni
(35)
– partecipazioni
1.096
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attivitÃ operativa
– variazione crediti relativi all’attivitÃ di disinvestimento
1.304
(9)
(294)
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attivitÃ operativa
(590)
(3.089)
(4.743)
(2.423)
Flusso di cassa netto da attivitÃ di investimento
(2.965)
(5.465)
(7.018)
(12.022)
Esercizio

–
35

RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
(€ milioni)
Assunzione di debiti finanziari non correnti
(1)
2.205
3.556
(94)
Rimborsi di debiti finanziari non correnti
(286)
(912)
(4.074)
(2.890)
(211)
Rimborso di passivitÃ per beni in leasing
(227)
(264)
(994)
(939)
(1.186)
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
(298)
(148)
1.375
(910)
(751)
Dividendi pagati ad azionisti Eni
(738)
(8)
(3.009)
(2.358)
Dividendi pagati ad altri azionisti
(47)
(60)
(5)
Apporti di capitale da azionisti terzi
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in societÃ consolidate
(6)
(13)
(17)
(981)
Acquisto di azioni proprie
(1.224)
(298)
(2.400)
(400)
Emissioni nette di obbligazioni subordinate perpetue
1.985
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue
(51)
(51)
(138)
(61)
(2.673)
Flusso di cassa netto da attivitÃ di finanziamento
(2.807)
(8.542)
(2.039)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilitÃ liquide ed equivalenti
(136)
Variazione netta delle disponibilitÃ liquide ed equivalenti
(1.315)
1.916
(1.148)
10.933
DisponibilitÃ liquide ed equivalenti a inizio periodo
11.496
7.371
8.265
9.413
11.496
DisponibilitÃ liquide ed equivalenti a fine periodo
10.181
8.265
10.181
8.265
Esercizio

-6-
Plenitude
e
Power
Ad ottobre,
avviata
la produzione presso il parco eolico spagnolo E
l Monte da 104,5 MW, nella regione
Castiglia La Mancha. La centrale produrrÃ circa 300 GWh/anno, equivalenti al consumo domestico di
100.000 famiglie.
Ad ottobre, Ã¨ stata finalizzata la cessione da parte di Plenitude alla JV norvegese VÃ¥rgrÃ¸nn della quota
del 20% in Dogger Bank (Regno Unito) che sta sviluppando importanti progetti eolici offshore. A seguito
dell’accordo tra gli azionisti, HitecVision aumenta la propria quota di partecipazione in VÃ¥rgrÃ¸nn
passando dal 30,4% al 35% attraverso un apporto di c
apitale
A dicembre, Plenitude ha finalizzato l’acquisizione del 100% di PLT (PLT Energia Srl e SEF Srl e rispettive
controllate e partecipate), un gruppo italiano integrato con una capacitÃ installata di 0
3 GW, giÃ in
operation, 0,1 GW in costruzione e 1
,2 GW di progetti in fase di sviluppo (principalmente eolico) in Italia
e Spagna. Inoltre, il gruppo PLT detiene un portafoglio di 90.000 clienti in Italia
A dicembre, Plenitude ha firmato un accordo per l’acquisito dell’impianto fotovoltaico di Kellam, d
a 81
MW, situato in Texas, USA, portando la capacitÃ installata totale nel paese a 878 MW.
A gennaio, Plenitude e Simply Blue Group hanno firmato un accordo per lo sviluppo congiunto di nuovi
progetti eolici offshore galleggianti in Italia. I primi due pro
getti, “Messapia” nell’offshore della Puglia e
“Krimisa”, offshore Calabria, con una capacitÃ di 1,3 GW e 1
1 GW, rispettivamente, sono giÃ stati
presentati alle autoritÃ competenti
A gennaio, Plenitude ha
avviato
la produzione presso il “Golden Buckle Solar Project” da 263 MW nella
contea di Brazoria, in Texas. La produzione media annua di energia solare Ã¨ prevista tra 400 e 500 GWh.
ecarboniz
zaz
ion
e e S
ostenibilitÃ
Ad ottobre, due progetti di sviluppo di idrogeno verde di Eni ed Enel Green Power sono stati inseriti tra
i beneficiari italiani del supporto pubblico autorizzato dalla Commissione europea nell’ambito di IPCEI
Hy2Use, il progetto comune di interesse europeo nato per sostenere la catena del valore dell
‘idrogeno.
I due elettrolizzatori dalla capacitÃ di 20 MW e 10 MW saranno realizzati rispettivamente all’interno della
bioraffineria Eni di Gela, in Sicilia, e della raffineria Eni di Taranto. Entrambi gli impianti adotteranno la
tecnologia PEM (polymer el
ectrolyte membrane)
A ottobre, nell’ambito di una procedura di gara, Commonwealth Fusion Systems di cui Eni Ã¨ principale
azionista, Ã¨ stata selezionata dall’AutoritÃ Britannica per l’Energia Atomica per supportare il progetto sul
sistema di confinamento magnetico per lo Spherical Tokomak di UKAEA per la produzione di energia.
Nel trimestre, Eni Ã¨ stata classificata al primo posto tra le 30 aziende del settore europeo oil & gas da
Moody’s ESG Solutions
per le sue eccellenti capacitÃ nella gestione dei risch
i ESG. Eni ha migliorato il
proprio score ed Ã¨ stata confermata nella categoria Advanced.
A novembre, Eni ha sottoscritto un accordo con Leonardo per lo sviluppo di iniziative congiunte
nell’ambito della sostenibilitÃ e dell’innovazione, con l’obiettivo di favorire il processo di transizione

-5-
Global Gas & LNG Portfolio
A gennaio,
raggiunto un accordo con Snam, operatore italiano per la distribuzione gas, che include una
ristrutturazione delle attivitÃ Eni relative alla rotta Sud del trasporto di gas naturale, tramite la cessione
del 49,9% della partecipazione Eni nei gasdotti TTPC/
Transmed che collegano l’Algeria all’Italia
attraverso la Tunisia e il Mar Mediterraneo, e i relativi diritti di trasporto. Le partecipazioni sono state
conferite nella nuova societÃ “SeaCorridor”, che sarÃ controllata congiuntamente da Eni e Snam,
fining
& M
arketing
e Chimica
d ottobre, partito il primo cargo di olio vegetale, prodotto nell’agri
hub Eni di Makueni in Kenya, diretto
alla bioraffineria di Gela. Tale materia prima rinnovabile sarÃ utilizzata nella produzione di biocarburanti,
rispettando tutti gli standard di sostenibilitÃ e di economia circolare, recuperando terreni abbandonati e
contribuendo favorevolmente alla creazione e allo sviluppo del lavoro locale. La produzione Ã¨ prevista

-4-
Produzione dell’anno pari a 1,61
0
mln boe/giorno

-3-
viluppo del modello satellitare
Nel 2022 sono stati compiuti significativi progressi nello sviluppo del distintivo modello satellitare
Eni,
che prevede la creazione di entitÃ
focalizzate su ambiti definiti
in grado di accedere
in via autonoma a
specifici pool di capitali
per finanziar
la crescita
e per ottenere un pieno riconoscimento dei valori
inespressi. Tali entitÃ continueranno a
beneficia
re
delle tecnologie, del know
how e dei servizi Eni
consentendo al contempo al Gruppo di ottimizzare la propria struttura finanziaria:
Plenitud
e ha incrementato significativamente la propria capacitÃ di generazione da fonti rinnovabili,
mentre il business di Sustainable Mobility offrirÃ soluzioni/prodotti sempre piÃ¹ decarbonizzati per la
xploration & Production
Nell’esercizio 2022, incrementato il portafoglio
risorse
di circa 750 mln di boe, continuando a realizzare
eccellenti performance nell’esplorazione.
Diverse scoperte sono avvenute in prossimitÃ di impianti e infrastrutture produttive esistenti, in linea
con il modello di sviluppo fast
track, in particolare in Algeria, Egitto e Abu Dhabi.
Importanti scoperte sono avvenute con i pozzi
di delineazione
lle scoperte
a olio Ndungu nell’offshore
dell’Angola e Baleine, nell’offshore della Costa d’Avorio, consentendo di aumentare significativamente
in entrambi i casi i volumi di idrocarburi
in posto.
e scoperte a gas di XF
002 negli Emirati Arabi Uniti
e Cro
nos nell’offshore di Cipro hanno
inoltre
contribuito al risultato dell’anno. Il recente successo
esplorativo di Zeus sempre nell’offshore di Cipro, ancora in corso di valutazione, e di Nargis in Egitto nel
gennaio 2023, hanno confermato il potenziale miner
ario dell’area del Mediterraneo orientale.
Principali sviluppi di business

-2-
Highlight
finanziari
utile operativo adjusted (
EBIT adjusted
)
di gruppo
nell’esercizio
2022 di
€
20,4
mld
L’EBIT adjusted di gruppo del
quarto trimestre
2022 Ã¨
stato
pari a €3,6 mld,
con una flessione
di €0,2
mld rispetto al corrispondente trimestre
2021 per effetto della riclassifica di Azule Energy (attivitÃ Eni
E&P in Angola) nelle partecipazioni, della minore produzione di idrocarburi e dei proventi one
off 2021
di GGP, in parte compensati dal robu
sto andamento dell’attivitÃ
R&M.
L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni del quarto trimestre
2022 Ã¨ stato pari a €2,5
mld,
registrando un aumento di quasi
il 50% rispetto al corrispondente periodo
2021,
quindi un
incremento di
€0,8 mld
, p

-1-
ede legale
,
Piazzale
Enrico
Mattei,
1
00144
Roma
Tel.
+39
06598.21
http://www.eni.com
Roma
febbraio
202
3
Eni:
risultati del quarto trimestre
e
dell’esercizio 202
20222021
var %
20222021
var %
100,85
Brent dated
$/barile
88,7179,7311101,1970,7343
1,007
Cambio medio EUR/USD
1,0211,144(11)1,053
1,183(11)
2.082
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/mgl mc
1.009987
1.294487
4,1
Standard Eni Refining Margin (SERM)
$/barile
13,6(2,2)
8,5(0,9)
1.578
Produzione di idrocarburi
mgl di boe/g
1.6171.737(7)1.6101.682(4)
5.772
Utile (perdita) operativo adjusted â½áµâ¾
€ milioni
3.5873.806(6)20.3919.664111
4.272
E&P
2.8913.630(20)16.4119.29377
1.083
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
67536
2.067580
R&M e Chimica
378(104)
1.928152
Plenitude & Power
1181021661547629
3.730
Utile (perdita) netto adjusted â½áµâ¾
2.5031.7004713.3114.330207
1,06
per azione – diluito (€)
0,740,47
3,781,19
5.862
Utile (perdita) netto â½áµâ¾
5503.515(84)13.8105.821137
1,67
per azione – diluito (€)
0,190,97
3,931,60
5.469
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo â½áµâ¾
4.1134.615(11)20.37912.71160
5.586
Flusso di cassa netto da attivitÃ operativa
4.5935.835(21)17.46012.86136
2.029
Investimenti (tecnici e in partecipazioni) netti â½áµâ¾
2.7751.777568.2435.81742
6.444
Indebitamento finanziario netto ante passivitÃ per leasing ex IFRS 16
7.0218.987(22)7.0218.987(22)
57.845
0,11
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
0,130,20
0,130,20
Esercizio
(b) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure.
Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ie
ri sotto la presidenza di Lucia Calvosa, ha approvato i risultati consolidati
dell’esercizio e del quarto trimestre 202
2
(non sottoposti a revisione contabile). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di
Eni, ha commentato:
2022 ci siamo fortemen
Principali dati
quantitativi ed economico
finanziari

Comunicato stampa – Eni: risultati del quarto trimestre e dell’esercizio 2022

Comunicato stampa Eni -informativa sull’acquisto di azioni proprie nel periodo compreso tra il 28 ottobre e il 1° novembre 2024

Comunicato stampa Eni: SACE E OPEN-ES INSIEME PER LA COMPETITIVITÀ E SOSTENIBILITÀ DELLE IMPRESE ITALIANE

Comunicato stampa Eni: completata la cessione a Hilcorp degli asset upstream in Alaska

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