(AGENPARL) – ven 28 aprile 2023 �� &#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 306;&#x.215;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 306;&#x.215;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;-1- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Sede legale
Piazzale
Enrico
Mattei,
00144
06598.21
http://www.eni.com
aprile
Eni: risultati del primo trimestre 202
IV Trim.
var %
88,71
Brent dated
$/barile
81,27
101,40
1,021
Cambio medio EUR/USD
1,073
1,122
13,6
Standard Eni Refining Margin (SERM)
$/barile
(0,9)
1.617
Produzione di idrocarburi
mgl di boe/g
1.656
1.662
Utile (perdita) operativo adjusted ⁽ᵃ⁾
€ milioni
2.891
2.789
4.381
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
1.372
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
Plenitude & Power
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(215)
3.582
4.641
5.191
Proventi (oneri) da partecipazioni e finanziari
2.493
Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾
2.907
3.270
per azione – diluito (€)
Utile (perdita) netto ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾
2.388
3.583
per azione – diluito (€)
4.114
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾
5.291
5.606
4.593
Flusso di cassa netto da attività operativa
2.982
3.098
2.775
Investimenti (tecnici e in partecipazioni) netti ⁽ᶜ⁾
2.214
1.617
7.026
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
7.796
8.623
55.230
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure.
(c) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
I Trim.
(b) Di competenza azionisti Eni.
Principali dati quantitativi ed
economico
finanziari
Highlight
finanziari
L’utile ante imposte adjusted
del primo trimestre 2023 di €
evidenzia una
marginale
riduzi
rispetto al primo trimestre
nonostante
la significativa contrazione dei prezzi delle
materie prime energetiche (petrolio
gas naturale
L’andamento del Gruppo nel primo trimestre 2023 è stato sostenuto dalla
robustezza
business
E&P e
dalla rilevante prestazione di
GGP, oltre
che d
lla stabilità dei risultati di
Sustainable Mobility
& Refining.
Significativo
l’aumento del
% dell’EBIT
adjusted e del 1
% dell’utile ante imposte
adjusted rispetto al quarto trimestre 2022, nonostante l’indebolimento dello scenario
Il settore E&P ha conseguito l’EBIT adjusted di €2,8 mld, principalmente influenzato dai minori
prezzi di realizzo e dal
deconsolidamento delle
attività
angolane. Su base proforma, includendo il
contributo
di Azule, l’EBIT adjusted del settore E&P si ridetermina in €2,93 mld, in riduzione del
rispetto al
primo trimestre 2022.
Il settore GGP
ha conseguito
L’indebitamento finanziario netto ex
IFRS 16 al 31
marzo
è pari a €
l leverage di
gruppo a 0,
rispetto allo 0,
al 31 dicembre 202
: earnings before interest a
nd tax, acronimo anglosassone per utile
operativ
Si rinvia al paragrafo
Criteri di redazione
del presente comunicato stampa per il restatement dell’utile operativ
adjusted
trimestralizzato 2022
a seguito della risegmentazione del precedente business Refining & Marketing
considerare la
costitu
zione della
nuova
entità
Eni Sustainable Mobility
(100% Eni)
�� &#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 306;&#x.215;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 306;&#x.215;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;-3- &#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 ;Exploration & Production
Nel primo trimestr
2023
circa 200
di boe
sono stati aggiunti
riserve esplorative
grazie
principalmente
alle scoperte
nell’offshore
di Cipro, Messico ed
Egitto,
l’appraisal d
precedenti
scoperte
in Abu Dhabi.
A marzo, annunciata la s
coperta Yatzil nel prospetto esplorativo del Blocco 7
(Eni operatore con il 45%)
nell’offshore del Messico, nel Bacino Sureste.
Yatzil è il secondo pozzo perforato nel Blocco 7 e l’ottavo
successo per Eni nell’area.
A gennaio, firmato un
importante
accordo con la National Oil Corporation della Lib
a per lo sviluppo d
significativ
riserve di gas delle “Strutture A&E”, nell’area contrattuale D. Lo start up produttivo è atteso
nel 2026.
Le attività beneficeranno delle sinergie con gli impianti di trattamento esistenti presso il
complesso di Mellitah con un plateau atteso di 750 mili
oni di piedi cubi di gas
giorno. La produzione di
gas oltre a rifornire il mercato interno libico, sarà destinata anche all’Italia continentale attraverso
l’esistente gasdotto Greenstream, che collega Mellitah alla Sicilia. Il progetto prevede inoltre la
ostruzione di un hub onshore per la cattura e lo stoccaggio di CO
A gennaio, ceduta a QatarEnergy
partecipazione del 30% nei blocchi esplorativi offshore 4 e 9, in
Libano, gestiti da TotalEnergies. Eni manterrà una partecipazione del 35% nell’iniziativa.
ebbraio, finalizzata l’acquisizione del business di bp in Algeria, che include due concession
produttive
a gas
“In Amenas”
“In Salah”,
operate congiuntamente con
Sonatrach
Equinor.
prile,
FPSO Firenze
è partita
da Dubai verso il giacimento di Baleine nell’offshore della
Costa
d’Avorio.
La FPSO Firenze, che verrà ribattezzata Baleine dop
l’ormeggio
in Costa d’Avorio, è stata
ristrutturata e potenziata per trattare fino a 15.000
baril
di petrolio e circa 25
milioni di piedi cubi di
giorno
di gas associato
Global Gas & LNG Portfolio
A gennaio, raggiunto
accordo con Snam
per l
a ristrutturazione delle attività Eni relative alla rotta Sud
del trasporto di gas naturale, tramite la cessione del 49,9% dell
partecipazion
lle società che
gestiscono i diritti di trasporto de
i gasdotti TTPC/Transmed
che collegano l’Algeria all’Italia attraverso la
Tunisia e il Mar Mediterraneo. Le partecipazioni sono state conferite
lla n
uova società “SeaCorridor”,
control
congiunt
Principali sviluppi di business
�� &#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 306;&#x.215;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 306;&#x.215;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;-4- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Plenitude
Power
gennaio, firmato un accord
con Simply Blue Group per lo sviluppo congiunto di progetti eolici offshore
galleggianti in Italia.
I primi due progetti
Messapia” in Puglia e “K
rimisa” in Calabria, sono già stati
presentati alle autorità competenti,
con una capacità di
3 GW and 1
1 GW,
rispettivamente
gennaio, avviata la produzione presso il
progetto
“Golden Buckle Solar Projec
263 MW
in Brazoria
County, Texas
produrrà in media tra i 400 e i 500 GWh di energia solare all’anno.
marzo, GreenIT, la joint venture tra Plenitude e CDP Equity, ha firmato un accordo con Copenhagen
Infrastructure Partners (CIP) per lo sviluppo di parchi eolici offshore
galleggianti nel Lazio e in Sardegna.
Decarboniz
ostenibilità
gennaio, firmati accordi con Sonatrach per perseguire l’obiettivo comune di rafforzare la sicurezza
energetica e accelerare la transizione verso un’economia low
carbon. I due partner valuteranno iniziative
volte alla riduzione delle emissioni di gas serra
attraverso progetti di efficienza energetica, energie
rinnovabili, idrogeno verde e cattura e stoccaggio di CO
, nonché il rafforzamento della sicurezza
energetica, compresa la valutazione delle possibili opzioni per migliorare la capacità di esportazione
gas naturale dell’Algeria verso l’Europa.
marzo, firmato un accordo con ADNOC per valutare iniziative nel campo delle energie rinnovabili,
idrogeno blue e verde, cattura e stoccaggio di CO
, riduzione delle emissioni di CO
�� &#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 306;&#x.215;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 306;&#x.215;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;-5- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ; &#x/MCI;&#xD 1 ;&#x/MCI;&#xD 1 ; &#x/MCI;&#xD 2 ;&#x/MCI;&#xD 2 ;Il Gruppo ha definito le seguenti previsioni operative e finanziarie riviste per l’esercizio 2023 sulla base
delle informazioni al momento disponibili e delle stime del management
soggette ai
possibili rischi e
incertezze
ello scenario
E&P: p
roduzione di idrocarburi
confermata
la guidance di 1,63
1,67 milioni di boe/g
per il 2023 allo
scenario Eni di 85 $/barile
Nel secondo trimestre 2023 la produzione è prevista a 1,6 milioni di boe/g,
a seguito delle manutenzioni programmate concentrate pri
ncipalmente nel trimestre.
E&P:
confermato l’
obiettivo
esplorativo di 700 milioni di boe di
nuove
risorse
ristretto l’intervallo di previsione di
adjusted
a €2
per l’anno
rispetto alla
previsione iniziale di
€2,2
Plenitude & Power:
EBITDA
adjusted
Plenitude
confermato
superiore
€0,7
Sustainable Mobility
, Refining e Chimica:
EBITDA
adjusted
di Sustainable Mobility
previsto a oltre
€0,9
, migliorando la previsione iniziale.
EBIT adjusted proforma del
downstream
confermato
coerente con la
previsione iniziale assumendo
tassi
di cambio costanti.
Risultati consolidati: EBIT
adjusted e flusso di cassa
attesi
rispettivamente
a oltre
in miglioramento rispetto alle previsioni iniziali a scenario costante
Investimenti
Gruppo
nuova previsione a circa €9,2 mld, in riduzione rispetto all’indicazione iniziale
di €9,5 mld tenuto conto del
rafforzamento dell’euro. Ulteriori potenziali riduzioni sono rese possibili
grazie alle continue ottimizzazioni e alla flessibilità.
Leverage: previsto entro
limite
dichiarato
Remunerazione degli azionisti: il dividendo per l’intero 2023 di €0,94 per azione è confermato in attesa
dell’approvazione
dell’Assemblea del prossimo 10 maggio. Confermato anche il piano
acquisto
azioni
proprie
a €2,
anch’esso
attesa
dell’
approvazione
Assemblea
per un ammontare fino
a €3,5 mld.
Prima della variazione del capitale circolante
Lo scenario aggiornato per il 2023 è: prezzo del pet
lio Brent 85 $/barile (invariato), SERM 8 $/barile
(rispetto alla previsione iniziale
di 7 $
/barile
), prezzo del gas naturale al PSV
); cambio EUR vs USD 1,08 (da 1,03).
Outlook 202
Exploration & Production
Produzione e prezzi
IV Trim.
var %
Produzioni
Petrolio
mgl di barili/g
Gas naturale
mln di metri cubi/g
1.617
Idrocarburi
mgl di boe/g
1.656
1.662
Prezzi medi di realizzo ⁽ᵃ⁾
77,60
Petrolio
$/barile
72,86
93,98
Gas naturale
$/mgl di metri cubi
61,96
Idrocarburi
$/boe
57,24
71,02
I Trim.
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel primo trimestre 2023 la
produzione di idrocarburi
di 1,66 mln di boe/giorno è invariata
rispetto al primo trimestre 2022. La produzione è stata sostenuta dai ramp
up in Mozambico e
Messico, dalla maggiore attività in Algeria,
che beneficia
anche delle acquisizioni di periodo, nonché
in Libia e negli Stat
i Uniti. Questi effetti sono stati compensati dal declino dei campi maturi. Il
confronto sequenziale riporta una crescita del 2%, beneficiando della ripresa
dei normali livelli di
attività in Kazakhstan e degli incrementi in Algeria, Mozambico
, Stati Uniti
e Indonesia.
produzione di petrolio
è stata di 780 mila barili/giorno nel primo trimestre 2023, invariata
rispetto al primo trimestre 2022. La crescita produttiva in Algeria, Messico e negli Stati Uniti è
stata compensata dal declino di giacimenti mat
produzione di gas naturale
è stata di
mln di metri cubi/giorno nel trimestre, invariata
rispetto al primo trimestre 2022. Incrementi della produzione sono stati registrati in Algeria,
Mozambico e Libia
compensat
dal declino di giacimenti maturi
Analisi per segmento di business
Risultati
IV Trim.
var %
2.246
Utile (perdita) operativo
2.702
4.344
Esclusione special items
2.891
Utile (perdita) operativo adjusted
2.789
4.381
(128)
Proventi (oneri) finanziari netti
(103)
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: – Vår Energi
– Azule
3.454
Utile (perdita) ante imposte adjusted
3.059
4.657
(1.598)
Imposte sul reddito
(1.537)
(1.737)
tax rate (%)
1.856
Utile (perdita) netto adjusted
1.522
2.920
I risultati includono:
Costi di ricerca esplorativa:
– costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
– radiazione di pozzi di insuccesso
2.041
Investimenti tecnici
1.819
1.071
(€ milioni)
I Trim.
primo trimestre 2023
Global Gas & LNG Portfolio
endite
IV Trim.
var %
1.009
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/mgl di metri cubi
1.043
1.018
Spread PSV vs. TTF
Vendite di gas naturale
mld di metri cubi
Italia
Resto d’Europa
di cui: Importatori in Italia
Mercati europei
Resto del Mondo
15,55
Totale vendite gas ⁽*⁾
14,84
18,26
di cui: vendite di GNL
I Trim.
(*) Include vendite intercompany.
Nel primo trimestre 2023
le vendite di gas naturale
Risultati
IV Trim.
var %
3.728
Utile (perdita) operativo
(977)
(3.665)
Esclusione special item
1.097
1.908
Utile (perdita) operativo adjusted
1.372
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: SeaCorridor
Utile (perdita) ante imposte adjusted
1.384
(346)
Imposte sul reddito
(385)
(271)
(260)
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
(100)
(€ milioni)
I Trim.
primo trimestre 2023
settore
Global Gas & LNG Portfolio
ha riportato un
utile operativo adjusted
di €1.372 mln, +
€441 mln
) rispetto allo stesso periodo del 2022
Sustainable Mobility, Refining
e Chimica
Produzioni e
vendite
IV Trim.
var %
Standard Eni Refining Margin (SERM)
$/barile
(0,9)
Lavorazioni in conto proprio Italia
mln ton
Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo
Totale lavorazioni
Tasso utilizzo impianti di raffinazione
Lavorazioni bio
mgl ton
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio
Marketing
Quota mercato rete Italia
Chimica
Vendite prodotti chimici
mln ton
Tasso utilizzo impianti
I Trim.
Nel primo trimestre 2023 il
margine di raffinazione indicatore Eni
(Standard Eni Refining Margin
) si
è attestato in media a 11,2 $/barile, rispetto ai valori negativi riportati nel periodo di confronto (
$/barile).
I margini di raffinazione registrano un incremento significativo trainati da un forte rimbalzo
della domanda per tutti i tipi di prod
otti raffinati, a causa della riapertura dell’economia e dei colli di
bottiglia nel sistema
, nonché d
lla riduzione del costo del gas naturale
Nel primo trimestre 2023 le
lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio
in Italia, pari
Risultati
IV Trim.
(€ milioni)
var %
(1.228)
Utile (perdita) operativo
(270)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(763)
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted
– Sustainable Mobility
– Refining
– Chimica
(109)
(115)
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: ADNOC R&GT
Utile (perdita) ante imposte adjusted
(100)
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
I Trim.
Nel primo trimestre 2023
Sustainable Mobility
ha conseguito l’utile operativo adjusted di €137 mln,
in crescita di €73 mln rispetto all’utile operativo adjusted
proforma del primo trimestre 2022, a seguito
della riesposizione
dei periodi comparativi 2022
per considerare la costituzione della nuova unità di
business operativa dal 1° gennaio 2023
L’incremento riflette le maggiori produzioni di biocarburanti e
tabilità del risultato del marketing.
business
Refining
ha riportato un utile operativo adjusted di €
mln che si confronta con la perdita
di €40 mln del primo trimestre 2022. Il miglioramento del risultato è stato trainato dai margini di
raffinazione sostanzialmente più elevati con il SERM in rialzo
$/barile rispetto ai valori negativi del
ialmente compensato dalle
fermate programmate
di alcune
importanti
à di conversione
lla circostanza che il beneficio legato ai minori costi delle utility indicizzate ai prezzi del gas naturale
è stato
anticipato
nei trimestri precedenti.
Nel primo trimestre 2023 il business della
Chimica
gestito da Versalis ha riportato una
perdita
opera
tiva adjusted
di €109 mln
(+€6 mln)
che riflette il calo della domanda e
incertezze
mercato,
che ha frenato le decisioni d’acquisto da parte
rivenditori
continua
pressione
competitiva
prodotti
provenienti
Medio Oriente
e dall’
siatico.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di
gruppo
Plenitude & Power
Produzioni e vendite
IV Trim.
var %
Plenitude
Clienti retail/business a fine periodo
mln pdf
Vendite retail e business gas
mld di metri cubi
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
terawattora
2,198
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
2,324
1,397
di cui: – fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage)
– eolico
Produzione di energia da fonti rinnovabili
gigawattora
Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo
migliaia
Power
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi
terawattora
Produzione termoelettrica
I Trim.
vendite retail e business di gas
Risultati
IV Trim.
var %
(4.950)
Utile (perdita) operativo
(308)
1.594
(119)
5.068
Esclusione special item
(1.409)
Utile (perdita) operativo adjusted
– Plenitude
– Power
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
I Trim.
(€ milioni)
Nel primo trimestre 2023
Plenitude
ha conseguito l’
utile operativo adjusted
di €132 mln, in
riduzione d
el 5%
rispetto allo stesso periodo del 202
2. La stabilità dell’andamento è dovuta
all’incremento della capacità di generazione rinnovabile e delle relative produzioni
che hanno
quasi
completamente
assorbito la riduzione del 35% dei prezzi di mercato dell’energi
a elettrica
el primo trimestre 2023
l business
Power
di produzione di energia
elettrica
da impianti a gas
riportato
utile operativo adjusted
di €54 mln, in crescita di €8 mln rispetto allo stesso periodo del
, +17%
�� &#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 308;&#x.975;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 308;&#x.975;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;-13- &#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 ; &#x/MCI;&#xD 4 ;&#x/MCI;&#xD 4 ; &#x/MCI;&#xD 7 ;&#x/MCI;&#xD 7 ;• Nel primo
trimestre 2023 il Gruppo ha conseguito l’
utile operativo adjusted
di €4.
con una
riduzione del
l’11
% rispetto al primo trimestre 2022
dovuta
principalmente
l settore E&P (
€2.7
milioni)
IV Trim.
(€ milioni)
var %
31.525
Ricavi della gestione caratteristica
27.185
32.129
(423)
Utile (perdita) operativo
2.513
5.352
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(713)
3.283
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.771
3.582
Utile (perdita) operativo adjusted
4.641
5.191
Dettaglio per settore di attività
2.891
Exploration & Production
2.789
4.381
1.372
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
Plenitude & Power
(143)
Corporate e altre attività
(134)
(174)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
(p) p j g p
3.582
Utile (perdita) operativo adjusted
4.641
5.191
(125)
Proventi (oneri) finanziari
(123)
(339)
Proventi (oneri) da partecipazioni
4.358
Utile (perdita) ante imposte adjusted
4.981
5.232
(1.841)
Imposte sul reddito
(2.055)
(1.956)
2.517
Utile (perdita) netto adjusted
2.926
3.276
di competenza: – interessenze di terzi
2.493
– azionisti Eni
2.907
3.270
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
2.388
3.583
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
(507)
1.357
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
2.493
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.907
3.270
I Trim.
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Risultati di gruppo
IV Trim.
(€ milioni)
var. ass.
Utile (perdita) netto
2.407
3.589
(1.182)
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
2.600
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
1.171
1.554
(383)
– plusvalenze nette su cessioni di attività
(408)
(334)
(138)
– dividendi, interessi e imposte
1.302
2.454
(1.152)
3.397
Variazione del capitale di esercizio
(293)
(2.605)
2.312
Dividendi incassati da partecipate
(2.606)
Imposte pagate
(1.540)
(1.393)
(147)
Interessi (pagati) incassati
(217)
(225)
4.593
Flusso di cassa netto da attività operativa
2.982
3.098
(116)
(2.764)
Investimenti tecnici
(2.119)
(1.364)
(755)
(1.066)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
(645)
(1.194)
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e
partecipazioni
(129)
1.184
Altre variazioni relative all’attività di investimento
(212)
(161)
2.218
Free cash flow
(502)
(590)
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
2.715
(1.963)
(585)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(139)
1.890
(2.029)
(227)
Rimborso di passività per beni in leasing
(247)
(290)
(1.944)
Flusso di cassa del capitale proprio
(781)
(749)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(136)
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(1.315)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
5.206
(5.241)
4.114
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
5.291
5.606
(315)
IV Trim.
(€ milioni)
var. ass.
2.218
Free cash flow
(502)
(227)
Rimborso di passività per beni in leasing
(247)
(290)
(380)
Debiti e crediti finanziari società acquisite
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
(147)
(147)
(560)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni ⁽ᵃ⁾
(149)
(1.944)
Flusso di cassa del capitale proprio
(781)
(749)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(582)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
(770)
(1.134)
Rimborsi lease liability
Accensioni del periodo e altre variazioni
(134)
(323)
(444)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(657)
(988)
Include
investimenti
l’acquisto
immobili,
impianti
macchinari
fornitori
quali
state
negoziate
dilazioni
termini
pagamento
hanno
comportato
classificazione
debito
all’interno
debiti
finanziari
(€85
milioni
milioni
primo
trimestre
primo trimestre 2022, rispettivamente, e €22 milioni nel quarto trimestre 2022).
I Trim.
I Trim.
flusso di cassa netto da attività operativa
del primo trimestre 2023 è stato di €2.98
mln e include
milioni di dividendi distribuiti dalle partecipate, principalmente da Azule Energy e Vår Energi.
flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
si ridetermina in €
5.291
�� &#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 308;&#x.975;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 308;&#x.975;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;-15- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;La riconduzione del
flusso di cassa operativo ante capitale circolante a
l costo di rimpiazzo
al flusso
di cassa netto da attività operativa è riportata di seguito:
IV Trim.
(€ milioni)
var. ass.
4.593
Flusso di cassa netto da attività operativa
2.982
3.098
(116)
(3.397)
Variazione del capitale di esercizio
2.605
(2.312)
1.076
Esclusione derivati su commodity
1.247
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(713)
1.070
2.994
Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo
4.879
5.595
(716)
1.120
Accantonamenti straordinari su crediti e altri oneri
4.114
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
5.291
5.606
(315)
I Trim.
capex organici
�� &#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 308;&#x.975;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 308;&#x.975;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;-16- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;Stato patrimoniale riclassificato
(€ milioni)
31 Mar. 2023
31 Dic. 2022
Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
56.590
56.332
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.371
4.446
Attività immateriali
5.492
5.525
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.461
1.786
(325)
Partecipazioni
13.592
13.294
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
2.041
1.978
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(1.996)
(2.320)
81.551
81.041
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
6.452
7.709
(1.257)
Crediti commerciali
13.026
16.556
(3.530)
Debiti commerciali
(13.363)
(19.527)
6.164
Attività (passività) tributarie nette
(4.086)
(2.991)
(1.095)
Fondi per rischi e oneri
(15.179)
(15.267)
Altre attività (passività) d’esercizio
(12.568)
(13.204)
Fondi per benefici ai dipendenti
(808)
(786)
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
(144)
CAPITALE INVESTITO NETTO
68.187
67.207
Patrimonio netto degli azionisti Eni
55.082
54.759
Interessenze di terzi
Patrimonio netto
55.553
55.230
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
7.796
7.026
Passività per beni leasing
4.838
4.951
(113)
– di cui working interest Eni
4.349
4.457
(108)
– di cui working interest follower
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
12.634
11.977
COPERTURE
68.187
67.207
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Gearing
Al 31 marzo 2023, il
capitale immobilizzato
(€81,5
�� &#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 308;&#x.975;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 308;&#x.975;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;-17- &#x/MCI;&#xD 0 ;&#x/MCI;&#xD 0 ;L’indebitamento finanziario netto
ante lease
liability al 31 marzo 2023 è pari a €7,8 mld, in
aumento
Gli altri special item del primo trimestre 2023 sono relativi alla plusvalenza di €0,8 mld
connessa alla
cessione del 49,9% delle controllate Eni che gestiscono i gasdotti TTPC/Transmed e dei relativi diritti di
trasporto di gas naturale importato dall’Algeria a seguito dell’accordo con Snam SpA
, compresa la
plusvalenza relativa al
la valutazion
e al fair value della partecipazione
mantenuta
nella società
conferitaria
proventi straordinari
d’imposta
sono relativi alla revisione di €0,45
dell’importo
stanziato
nel bilancio
2022 relativo al
contributo solidaristico italiano istituito dalla L
egge n.197
2022 (Legge Finanziaria 2023)
determinazione del tributo le
riserve di rivalutazione di capitale distribuite agli azionisti nel 2022.
Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag.
In questo comun
icato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in line
a con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori
Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ott
obre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione indicatori alternativi di
performance alle pag.
e seguenti del presente comunicato stampa.
�� &#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 308;&#x.975;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;&#x/Att;&#xache;&#xd [/;&#xBott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;&#x6.64;&#x 34.;镖&#x 308;&#x.975;&#x 63.;ᙱ&#x ]/S;&#xubty;&#xpe /;&#xFoot;&#xer /;&#xType;&#x /Pa;&#xgina;&#xtion;&#x 000;-18- &#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
primo
trimestre
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 pol
aziendale di regolare informativa sulle perf
ormance finanziarie e operative della Compagnia rivolta al mercato e agli investitori in linea con il comportamento
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
primo
trimestre
2023, al primo e al quarto trimestre
. I flussi di cassa sono
presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimonial
i sono fornite con riferimento
marzo 2023
e al 3
dicembre
Le informazioni
economiche, patrimoniali e finanziarie, laddove non diversamente indicato, sono state redatte conformemente ai criteri di ril
evazione e valutazione stabiliti
dagli Inter
national 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
primo trimestre 2023
sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 20
alla quale si rinvia
Criteri di
redazione
A seguito della costituzione
con decorrenza 1° gennaio 2023
della
società
controllata Eni Sustainable Mobility, che gestisce le bioraffinerie Eni e la
vendita
dettaglio di carburanti e soluzioni di smart mobility, il management ha de
finito la
suddivi
sione dell’utile operativo adjusted
precedente
settore
Refining
Marketing “R&M” in due sotto
linee di business
Sustainable Mobility
“SM”; e
Refining.
eguito è riportata la
nuova segment information relativa all’utile operativo adjusted
di R&M per i periodi comparativi 2022:
Utile (perdita) operativo adjusted
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
R&M e Chimica
1.104
– Refining & Marketing
– Chimica
(115)
(177)
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
1.104
– Sustainable Mobility
– Refining
– Chimica
(115)
(177)
I trimestre
II trimestre
III trimestre
IV trimestre
Non sono state apportate modifiche alle informazioni statut
Gruppo ai sensi dell’IFRS 8 “Segment
Reporting”, che continuer
presentare
il se
ttore
Sustainable Mobility, Refining
imica
(ex R&M e Ch
imica
Il contenuto e il significato delle misure di risultato non
GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance è spiegato da no
te 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 (N
GAAP measure)” del presente “Comunicato stampa”.
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 corrispo
nde 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 del
le 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 sig
nificativa rispetto a quelli annunciati in relazione a
una molteplicità di fattori, tra cui:
l’impatto della pandemia COVID
l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità 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 effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fatt
ori ge
opolitici 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 regolamentazi
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 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 de
ll’indebitamento finanziario netto del
trimestre
non possono esse
re estrapolati
su base annuale.
Contatti societari