(AGENPARL) – ven 27 ottobre 2023 Sede legale,
Piazzale Enrico Mattei, 1
00144 Roma
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San Donato Milanese
27 ottobre 2023
Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2023
Principali dati quantitativi ed economico-finanziari
II Trim.
78,39
Brent dated
1,089
Cambio medio EUR/USD
1.616
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
Standard Eni Refining Margin (SERM)
Produzione di idrocarburi
$/barile
€/mgl mc
$/barile
mgl di boe/g
Utile (perdita) operativo adjusted ???
III Trim.
86,76 100,85
var %
Nove mesi
82,14 105,35
var %
1,088
1,007
1,083
1,064
1.635
2.082
1.578
1.637
1.389
1.608
€ milioni
2.066
2.605
4.272
7.460
13.520
1.087
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
1.083
2.570
2.000
Enilive, Refining e Chimica
1.550
Plenitude & Power
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
3.381
(322)
(292)
3.014
(206)
(763)
5.772
11.036
16.804
3.673
Proventi (oneri) da partecipazioni e finanziari
Utile (perdita) ante imposte adjusted
3.265
6.151
11.919
17.606
1.935
Utile (perdita) netto adjusted ??????
6.660
10.808
4.598
13.260
1.818
3.730
per azione – diluito (€)
Utile (perdita) netto ??????
1.916
5.862
per azione – diluito (€)
4.232
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ???
3.369
5.469
12.892
16.266
4.443
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.519
5.586
10.944
12.867
2.597
Investimenti (tecnici e in partecipazioni) netti ???
1.916
2.029
6.727
5.468
8.215
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
8.679
6.444
8.679
6.444
57.284
57.845
57.284
57.845
55.528
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure.
(b) Di competenza azionisti Eni.
(c) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati consolidati
del terzo trimestre e dei nove mesi 2023 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“Nel terzo trimestre ’23 abbiamo compiuto importanti progressi nella attuazione della nostra strategia di trasformazione e, ancora una volta, abbiamo
conseguito eccellenti risultati operativi e finanziari. Nella E&P stiamo accelerando i piani di sviluppo del gas equity e della produzione di GNL, leva
fondamentale per assicurare forniture energetiche affidabili e al tempo stesso per conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione. La straordinaria
scoperta di Geng North-1, a oggi la più importante dell’anno a livello di intera industria, il prossimo completamento dell’acquisizione di Neptune e
l’acquisto delle attività di Chevron in Indonesia ci mettono nella condizione favorevole di poter accedere a un enorme volume di risorse nell’offshore
del bacino di Kutei. Abbiamo avviato in meno di due anni dalla scoperta, la produzione del super giacimento Baleine nell’offshore della Costa d’Avorio,
a conferma della validità del nostro modello di sviluppo basato su tempi rapidi di esecuzione e accrescimento di valore; un progetto in grado di
coniugare gli obiettivi di sicurezza energetica, garantendo le necessarie fonti tradizionali, con la decarbonizzazione delle operazioni rappresentando il
primo progetto a zero emissioni nette dell’Africa (ambiti 1 e 2). GGP ha incrementato in modo sostanziale il portafoglio di GNL contrattualizzato grazie
a tre nuovi accordi di lungo termine in Congo, Qatar e Indonesia per un volume totale a regime di 6,5 mld mc/anno. I settori della transizione energetica
stanno crescendo in maniera rapida. Enilive (Eni Sustainable Mobility) ha completato l’operazione relativa alla joint venture della bioraffineria di
Chalmette negli USA e sta valutando altri progetti internazionali di espansione nei biocarburanti facendo leva sulle nostre tecnologie e competenze
distintive. Plenitude è prossima a traguardare i 3 GW pianificati di capacità rinnovabile installata entro fine anno, come pure gli obiettivi reddituali. Il
perfezionamento dell’acquisizione di Novamont rafforzerà la trasformazione di Versalis in chiave chimica verde. A tutto questo, si aggiunge il
consolidamento del nostro portafoglio di soluzioni CCS, tra i migliori del settore, grazie all’assegnazione della licenza di stoccaggio di Hewett nel Regno
Unito e a importanti progressi tecnici e regolatori. In un contesto di mercato ancora molto volatile, l’EBIT proforma adjusted comprensivo dei risultati
in quota Eni delle nostre Joint Ventures e collegate ha raggiunto €4 mld per effetto della crescita sequenziale dei risultati di E&P, Raffinazione e attività
retail. Il flusso di cassa operativo di €3,4 mld si traduce in un flusso di cassa discrezionale, free cash flow, di circa €1,5 mld una volta finanziati
investimenti organici pari a €1,9 mld. Sia l’utile operativo sia la generazione di cassa si collocano in vetta alla serie storica di risultati trimestrali. Il free
cash flow discrezionale cumulato fino a oggi di circa €6,2 mld supera ampiamente la prevista remunerazione degli azionisti per il 2023 compreso il
riacquisto di azioni, contribuendo in tal modo a migliorare la flessibilità finanziaria e gli indici di solidità patrimoniale con un rapporto di leva stabile a
0,15. Guardando al futuro, riteniamo che l’evidente miglioramento dei fondamentali del business e i progressi strategici saranno alla base di attrattivi
ritorni per gli azionisti e, coerentemente a tali prospettive, rivediamo al rialzo le nostre previsioni annuali di EBIT e flusso di cassa operativo, mentre
aumentiamo il passo del programma di buyback per l’anno corrente.”
Highlight finanziari del terzo trimestre 2023
L’utile ante imposte adjusted del terzo trimestre 2023, pari a €3,3 mld, rappresenta un risultato molto
robusto grazie al continuo miglioramento della performance industriale e nonostante la debolezza dello
scenario (il prezzo del Brent e i prezzi del gas naturale in calo rispettivamente del 14% e di oltre l’80%).
Nei nove mesi l’utile ante imposte adjusted è stato di €11,9 mld. In particolare, l’utile operativo proforma
adjusted 1, che integra i margini operativi delle società all’equity, risulta pari a €4 mld nel terzo trimestre
2023 (€14,1 mld nei nove mesi). Questa performance riflette la ripresa della E&P rispetto al trimestre
precedente, grazie alla crescita produttiva e ai migliori prezzi di realizzo, nonché il solido contributo di
Refining, Enilive (il business della mobilità sostenibile) e Plenitude.
Nel terzo trimestre 2023, E&P ha conseguito l’utile operativo adjusted di €2,6 mld (-39% rispetto al
terzo trimestre 2022) impattato dall’indebolimento dei prezzi di realizzo (+30% circa l’utile operativo
adjusted su base sequenziale). Includendo il contributo delle società all’equity, l’utile operativo proforma
adjusted del terzo trimestre 2023 ammonta a €3,4 mld. Il risultato operativo adjusted dei nove mesi
2023 è stato di €7,5 mld (rispetto ai €13,5 mld dei nove mesi 2022). La produzione del trimestre è
aumentata del 4% rispetto al terzo trimestre 2022, a 1,64 mln boe/g.
GGP ha registrato l’utile operativo adjusted di €0,11 mld nel terzo trimestre 2023, scontando limitati
benefici dalle attività di ottimizzazione degli asset, in un mercato caratterizzato da una volatilità
relativamente più moderata e dal restringimento degli spread gas rispetto al terzo trimestre 2022.
Enilive (Eni Sustainable Mobility) ha conseguito l’utile operativo adjusted di €0,27 mld, in leggera
flessione rispetto al terzo trimestre 2022, mentre nei nove mesi è in crescita del +9%, a €0,61 mld.
Il business Refining ha registrato l’utile operativo adjusted di €0,33 mld nel terzo trimestre 2023 rispetto
all’utile di €0,4 mld nello stesso trimestre 2022, influenzato dall’andamento dei differenziali dei greggi
non integralmente catturato dal SERM. Nonostante ciò, il terzo trimestre ha registrato un significativo
miglioramento rispetto al precedente trimestre, grazie alla ripresa del margine dei prodotti. Nei nove
mesi l’utile operativo adjusted è stato di €0,41 mld.
Il settore Plenitude & Power ha conseguito solidi risultati con un utile operativo adjusted di €0,22 mld
(+27% rispetto al terzo trimestre 2022; €0,57 mld nei nove mesi, +15% rispetto al periodo di confronto)
sostenuto dal positivo andamento dell’attività retail, dalla rilevante crescita della capacità rinnovabile e
dalle ottimizzazioni nel business della generazione termoelettrica, in parte compensati dai minori margini
dell’energia generata dalle rinnovabili e dagli impianti termoelettrici. Plenitude ha conseguito l’EBITDA
proforma adjusted di €0,75 mld nei nove mesi 2023, superiore alla previsione annuale originaria di €0,7
mld e pertanto incrementa la guidance EBITDA a circa €0,9 mld.
Versalis ha risentito del marcato rallentamento della domanda in tutti i segmenti di mercato e dei costi
di produzione relativamente più elevati in Europa, con ciò aggravando il quadro complessivo penalizzato
dalla pressione competitiva dai flussi d’importazione e dall’eccesso di capacità produttiva. Nel terzo
trimestre 2023 Versalis ha conseguito una perdita operativa adjusted di €0,2 mld (perdita di €0,38 mld
nei nove mesi).
L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni del terzo trimestre 2023 è stato di €1,82 mld,
condizionato dall’indebolimento dei prezzi degli idrocarburi, ma attenuato in modo significativo dal
miglioramento delle prestazioni industriali. Nei nove mesi 2023, l’utile netto adjusted di competenza
degli azionisti Eni è stato di €6,66 mld.
Nel terzo trimestre 2023, il flusso di cassa da attività operativa adjusted ante working capital al costo
di rimpiazzo di €3,4 mld, ha generato un free cash flow organico di €1,5 mld dopo aver finanziato gli
investimenti organici di €1,9 mld. Nei nove mesi 2023, il flusso di cassa adjusted è stato pari a €12,9
mld, ampiamente superiore ai fabbisogni per investimenti pari a €6,7 mld, generando un free cash flow
organico di €6,2 mld.
Nei nove mesi le attività di portafoglio di €1,5 mld hanno riguardato l’acquisizione della bio-raffineria
St. Bernard di Chalmette negli USA, asset a gas in Algeria e acquisizioni sinergiche agli asset esistenti
1 Per la riconciliazione dell’utile operativo proforma adjusted e il relativo breakdown per settore di attività si rinvia alla pagina 26.
nel business delle rinnovabili, mentre sul lato disinvestimenti i principali sono stati la cessione dei diritti
di trasporto del gas naturale dall’Algeria e diversi asset non strategici. Nei nove mesi 2023, il pagamento
dei dividendi è stato di €2,3 mld e l’acquisto di azioni proprie di €1 mld.
L’indebitamento finanziario netto ex-IFRS 16 al 30 settembre 2023 è pari a €8,7 mld, in aumento di
circa €1,7 mld rispetto al 31 dicembre 2022; il leverage è pari a 0,15 (0,13 al 31 dicembre 2022).
Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato la distribuzione della seconda delle quattro tranche
del dividendo relativo all’esercizio 2023 pari a €0,23 per azione (per un totale di €0,94 di dividendo
annuo) come deliberato dall’Assemblea degli Azionisti del maggio u.s., con data stacco cedola 20
novembre 2023 e pagamento 22 novembre 2023.
La prima tranche del programma di acquisto di azioni proprie 2023, avviato il 12 maggio 2023, si è
conclusa con l’acquisto di 62 mln di azioni proprie (pari all’1,84% del capitale sociale) per un costo
complessivo di €825 mln. Inoltre, nell’ambito dell’autorizzazione dell’Assemblea degli Azionisti del 10
maggio 2023, a settembre Eni ha avviato la seconda tranche del programma di acquisto di azioni proprie
fino a un massimo di €1,375 mld, per un numero massimo di 275 mln di azioni (circa l’8% del capitale
sociale) da eseguirsi entro aprile 2024. Al 20 ottobre 2023 sono state acquistate 26,5 milioni di azioni
per un esborso di €400 mln.
A settembre Eni ha collocato un prestito obbligazionario convertibile senior unsecured sustainabilitylinked da €1 mld con scadenza a 7 anni, il primo nel settore con queste caratteristiche. Le obbligazioni
sono convertibili in rapporto 1:1 in azioni Eni quotate su Euronext Milan (Borsa Italiana) e pagheranno
una cedola annuale del 2,95%.
Principali sviluppi di business
Exploration & Production
L’acquisizione di Neptune ha ricevuto il via libera delle Autorità antitrust UE, con il perfezionamento della
transazione atteso entro il primo trimestre 2024.
Nei nove mesi 2023, il portafoglio risorse è stato incrementato di circa 580 milioni di boe, grazie
soprattutto alle scoperte realizzate nell’offshore di Egitto, Congo, Messico e Indonesia.
In agosto, avviato il giacimento petrolifero di Baleine, offshore della Costa d’Avorio, con un rapido timeto-market. Lo start-up produttivo è stato conseguito grazie al distintivo modello Eni di sviluppo per fasi
e con approccio fast track, a meno di due anni dalla scoperta e a meno di un anno e mezzo dalla
decisione finale di investimento. Il progetto sarà il primo a zero emissioni nette (ambito 1 e 2) del
continente africano. La produzione di gas sarà fornita alla rete nazionale, consentendo al Paese di
soddisfare il proprio fabbisogno interno di elettricità, facilitando l’accesso all’energia e rafforzando il suo
ruolo di hub energetico regionale per i Paesi limitrofi.
A settembre, Eni e Oando PLC, la principale società petrolifera privata nigeriana, hanno concordato i
termini per la cessione di Nigerian Agip Oil Company Ltd (NAOC Ltd), società interamente controllata da
Eni e attiva in Nigeria nell’esplorazione e produzione di idrocarburi onshore e nella generazione di energia
elettrica. L’accordo prevede lo scorporo della partecipazione di Eni nella JV SPDC.
In ottobre, annunciata l’importante scoperta a gas di Geng North-1, nella licenza offshore North Ganal,
in Indonesia. Le stime preliminari evidenziano volumi complessivi pari a 5 trilioni di piedi cubi (Tcf) di
gas e 400 milioni di barili di condensati. Questa scoperta, unitamente all’imminente completamento
dell’acquisizione di Neptune che possiede partecipazioni in attività limitrofe e al recente acquisto delle
interessenze di Chevron nei blocchi Rapak e Ganal PSC, apre una serie di opportunità nel settore del
gas naturale in Indonesia, dove una grande quantità di risorse di gas sarà sviluppata in sinergia con gli
attuali campi operati da Eni (ad esempio Jangkrik), i nuovi progetti di sviluppo (come Geng North) e
facendo leva sul terminale di esportazione di GNL di Bontang, e in tal modo contribuirà a trasformare il
bacino del Kutei in un nuovo hub mondiale del gas.
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
A settembre, Eni ha firmato con la JV Marine XII in Congo un contratto di acquisto di volumi di GNL
provenienti dal progetto Congo LNG fino a 4,5 mld di metri cubi/anno a partire da dicembre 2023. Il
progetto e i relativi prelievi si articoleranno in due fasi: nella prima, l’impianto Tango FLNG avrà una
capacità di liquefazione di 0,9 mld di metri cubi, poi nel 2025 entrerà in produzione un secondo impianto
con una capacità di 3,6 mld di metri cubi.
A ottobre, Eni ha firmato un accordo triennale di compravendita di GNL da 0,8 mld di metri cubi/anno
con Merakes LNG Sellers, a partire da gennaio 2024 che, in aggiunta al contratto con Jangkrik LNG
Sellers per 1,4 mld di metri cubi/anno, dal 2017, incrementa il GNL complessivo disponibile dall’impianto
di Bontang.
A ottobre, firmato un contratto di lungo termine per la fornitura fino a 1,5 mld di metri cubi di GNL/anno
con QatarEnergy LNG NFE (5), la joint venture tra Eni e QatarEnergy per lo sviluppo del progetto North
Field East. Il GNL sarà consegnato presso il terminale ricevente “FSRU Italia”, a Piombino, con consegne
previste a partire dal 2026, per 27 anni. L’accordo amplia il portafoglio di importazioni dal Qatar, rispetto
a 2,9 mld di metri cubi/anno che Eni importa in Europa già dal 2007.
Questi nuovi contratti GNL contribuiscono alla creazione di un portafoglio di contratti GNL che facendo
leva sull’approccio integrato di Eni nei Paesi in cui opera e in linea con la strategia di transizione
energetica, ha l’obiettivo di aumentare progressivamente la quota di gas nella produzione upstream
complessiva al 60% entro il 2030, aumentando al contempo il contributo del GNL.
Enilive, Refining e Chimica
Nel mese di giugno, avviate le operazioni presso la bioraffineria di Chalmette in Louisiana (USA)
attraverso la joint venture paritetica in St. Bernard Renewables LLC (SBR) tra Eni Sustainable Mobility
Spa e PBF Energy Inc. (PBF). La bioraffineria ha una capacità di lavorazione di circa 1,1 mln di
tonnellate/anno di materie prime.
A settembre, Versalis e Technip Energies, hanno finalizzato una collaborazione per integrare le rispettive
tecnologie Hoop® di Versalis e di purificazione Pure.rOilTM e Pure.rGasTM di T.EN per il riciclo chimico
avanzato dei rifiuti plastici.
A settembre, Enilive e il produttore chimico sud-coreano LG Chem hanno avviato uno studio di fattibilità
per la costruzione di una bioraffineria presso il complesso chimico Daesan di LG Chem, a sud-est di Seul,
con una capacità di lavorazione di circa 400 mila tonnellate di materie prime biologiche utilizzando la
tecnologia Ecofining™ di Eni.
A ottobre, Versalis ha perfezionato l’acquisto del 64% della partecipazione in Novamont posseduta
dall’azionista Mater-Bi, acquisendo il controllo totalitario.
Plenitude & Power
A luglio, Vårgrønn, joint venture tra Plenitude e HitecVision, e la società irlandese di servizi energetici
integrati Energia Group hanno definito un accordo per lo sviluppo di due progetti eolici offshore in
Irlanda, con una capacità totale fino a 1,8 GW entro il 2030.
A settembre, Plenitude ha inaugurato il suo primo impianto fotovoltaico realizzato nella Repubblica del
Kazakhstan. L’impianto della capacità di 50 MW è in grado di produrre fino a circa 90 GWh/anno.
A ottobre, Dogger Bank, il più grande parco eolico offshore del mondo di cui Vårgrønn detiene una quota
del 20%, ha avviato la produzione di energia, trasmessa alla rete nazionale del Regno Unito.
Decarbonizzazione e Sostenibilità
Ottenuta da parte dell’Autorità Britannica l’assegnazione della licenza per lo stoccaggio di CO2 per il
giacimento a gas esaurito di Hewett, nella parte meridionale del Mare del Nord del Regno Unito. Ad
ottobre, Eni ha raggiunto un accordo di principio con il Dipartimento per la Sicurezza Energetica e Net
Zero del Regno Unito su termini e condizioni del modello economico, normativo e di governance per le
attività di trasporto e stoccaggio di anidride carbonica nel cluster industriale CCS HyNet North West,
atteso entrare in esercizio intorno alla metà del decennio corrente con una capacità di 4,5 mln di
tonnellate/anno di CO2.
Ratings ESG/Climatici: Sustainalytics ha mantenuto anche per il 2023 Eni in fascia “medium risk”. Eni è
stata inoltre confermata prima tra i peer per numero di metriche soddisfatte nella valutazione Climate
Action 100+ Net Zero Benchmark di ottobre. É stata inoltre riconosciuta dalla ricerca “Absolute Impact
2023” di Carbon Tracker per il quarto anno consecutivo unica società fra le 25 maggiori aziende del
settore Oil & Gas ad aver stabilito degli obiettivi climatici che soddisfano i prerequisiti per l’allineamento
all’Accordo di Parigi.
Ad ottobre firmato un accordo con l’azienda farmaceutica Dompé nell’ambito della ricerca e sviluppo
aventi come obiettivo la salute delle persone e delle comunità nei territori in cui Eni opera e più in
generale tematiche di salute globale.
Outlook 2023
Il Gruppo ha definito le seguenti previsioni operative e finanziarie riviste per l’esercizio 2023:
E&P: produzione di idrocarburi, ridotto l’intervallo di variabilità della previsione annuale a 1,64-1,66 mln
di boe/g (in precedenza 1,63-1,67 mln boe/g).
E&P: in virtù dei recenti successi esplorativi (Egitto e Indonesia), l’obiettivo esplorativo originario di 700
mln di boe di nuove risorse sarà superato.
GGP: confermata previsione annua di EBIT adjusted, già precedentemente rivista al rialzo, nell’intervallo
€2,7 mld – €3,0 mld.
Plenitude: EBITDA proforma adjusted rivisto al rialzo a circa €0,9 mld rispetto alla previsione originaria
di €0,7 mld.
Enilive, Refining e Chimica: EBITDA proforma adjusted di Enilive a circa €1 mld, migliorando la
precedente previsione di oltre €0,9 mld. EBIT proforma adjusted 2 del downstream atteso a circa €1 mld,
in aumento rispetto alla previsione di metà anno di €0,8 mld.
Risultati consolidati: rivista al rialzo la previsione annua di EBIT adjusted a circa €14 mld rispetto alla
precedente indicazione nella semestrale di €12 mld, riflettendo il miglioramento dello scenario 3, ma
anche una stima migliorativa delle prestazioni industriali che aggiungono circa €2,6 mld di risultato, in
aumento di €0,6 mld rispetto alla precedente previsione. Coerentemente con le assunzioni di EBIT, il
flusso di cassa 4 è atteso a circa €16,5 mld (rispetto al precedente obiettivo nell’intervallo €15,5 mld €16 mld). Al 30 settembre 2023 conseguiti circa l’80% della previsione annua sia di EBIT adjusted sia
di cash flow. Queste proiezioni sono esposte alla volatilità dei prezzi degli idrocarburi. Il management
stima un impatto di circa €130 mln sul flusso di cassa per ogni variazione di 1 $ del prezzo del Brent
(su base annua).
Investimenti di Gruppo: attesi a circa €9 mld, in riduzione di circa il 6% rispetto alla previsione originaria,
beneficiando di continue azioni di ottimizzazione e di efficienza.
Leverage: previsto entro l’intervallo dichiarato di 0,1-0,2.
Remunerazione degli azionisti: il dividendo 2023 di €0,94 per azione, pagato in quattro tranche, è stato
approvato dall’Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023. Il pagamento della prima tranche
trimestrale è stato eseguito a settembre 2023. Le prossime tranche sono previste in pagamento a
novembre 2023 (€0,23 per azione 5), marzo 2024 e maggio 2024. Il piano di acquisto di azioni proprie
approvato dalla stessa Assemblea per un ammontare di €2,2 mld fino ad un massimo di €3,5 mld è
stato avviato a maggio con completamento atteso entro aprile 2024, con un’accelerazione del passo
degli acquisti attesa negli ultimi mesi del 2023.
Le prospettive sopra descritte sono dichiarazioni previsionali basate sulle informazioni ad oggi disponibili e
sulle valutazioni del management e sono soggette ai potenziali rischi e incertezze dello scenario e ad altri
fattori (v. disclaimer a pagina 19).
2 L’EBIT proforma adjusted include la quota Eni dei margini operativi delle società all’equity. Per la riconciliazione dell’EBIT proforma adjusted e il relativo
breakdown per settore di attività si rinvia alle pagine seguenti.
3 Lo scenario aggiornato 2023 è: Brent 84 $/bbl (da 80 $/bbl); margine SERM 10,4 $/bbl (da 8 $/bbl); prezzo spot del gas PSV 474 €/Kmc (da 484 €/Kmc);
tasso di cambio medio EUR/USD 1,08 (invariato).
4 Prima della variazione del capitale circolante.
5 Data di pagamento: 22 novembre 2023 (data stacco/data registrazione: 20/21 novembre 2023, rispettivamente).
Analisi per segmento di business
Exploration & Production
Produzione e prezzi
II Trim.
1.616
69,72
53,31
Produzioni
Petrolio
Gas naturale
Idrocarburi ???
Prezzi medi di realizzo ???
Petrolio
Gas naturale
Idrocarburi
mgl di barili/g
mln di metri cubi/g
mgl di boe/g
$/barile
$/mgl di metri cubi
$/boe
III Trim.
var %
1.635
1.578
79,13
57,20
91,51
68,51
Nove mesi
var %
1.608
1.637
73,91
55,79
97,28
71,40
(a) Con effetto 1 gennaio 2023, il coefficiente di conversione da metricubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00675 barili di petrolio equivalente (in
precedenza 1 mc = 0,00671 boe). L’effetto sulle produzioni è di 5 mila boe/giorno nel terzo trimestre e nei nove mesi. I precedenti trimestri 2023 sono stati coerentemente
riesposti.
(b) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel terzo trimestre ’23 la produzione di idrocarburi è stata in media di 1,64 milioni di boe/giorno
(1,64 milioni di boe/giorno nei nove mesi ’23), in aumento del 4% rispetto al terzo trimestre ’22 (+2%
rispetto ai nove mesi ’22). La produzione è stata sostenuta dal ramp-up in Mozambico e Messico, dallo
start-up del progetto Baleine in Costa d’Avorio, dalla maggiore attività in Algeria, che beneficia anche
delle acquisizioni, in Kazakhstan a causa di eventi non pianificati verificatisi nello stesso periodo del ’22,
nonché in Indonesia. Questi aumenti sono stati compensati dalla minore produzione dovuta al declino
dei campi maturi. Nel confronto sequenziale, la produzione è in aumento dell’1%.
La produzione di petrolio è stata di 758 mila barili/g nel terzo trimestre ’23 (765 mila barili/g nei nove
mesi ’23), con un aumento del 7% rispetto al terzo trimestre ’22 (+3% rispetto ai nove mesi ’22). La
crescita della produzione in Kazakhstan, Messico e Costa d’Avorio è stata compensata dal declino dei
campi maturi.
La produzione di gas naturale è stata di 130 mln di metri cubi/g nel terzo trimestre ’23 (129 mln di
metri cubi/g nei nove mesi ’23), invariata rispetto ai corrispondenti periodi del ’22. La crescita della
produzione in Algeria, Mozambico, a seguito del ramp-up del progetto Coral Floating LNG, Indonesia e
Kazakhstan, è stata compensata dal declino dei campi maturi.
Risultati
II Trim.
1.812
2.066
2.332
(1.326)
1.006
2.159
III Trim.
2.528
4.539
(267)
2.605
4.272
2.755
4.707
(1.242)
(1.935)
1.513
2.772
(€ milioni)
Utile (perdita) operativo
Esclusione special items
Utile (perdita) operativo adjusted
di cui: – CCUS e agro-biofeedstock
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: – Vår Energi
– Azule
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
I risultati includono:
Costi di ricerca esplorativa:
– costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
– radiazione di pozzi di insuccesso
Investimenti tecnici
1.501
1.770
var %
Nove mesi
7.042
13.662
(142)
7.460
13.520
(222)
(191)
1.395
8.146
14.724
(4.105)
(5.804)
4.041
8.920
5.479
4.321
var %
Nel terzo trimestre ’23 il settore Exploration & Production ha registrato un utile operativo
adjusted di €2.605 mln, in calo del 39% rispetto al terzo trimestre ’22 a causa della flessione dei
prezzi del petrolio in dollari (marker Brent -14% nel trimestre) e dei prezzi di riferimento del gas
in tutte le aree geografiche, che hanno influito negativamente sui prezzi di realizzo della
produzione, in particolare in Europa. L’andamento negativo dei prezzi è stato in parte compensato
dall’apprezzamento del tasso di cambio USD/EUR (+8%) e dagli effetti positivi volume/mix e da
azioni di efficienza. Nei nove mesi ’23 l’utile operativo adjusted è stato di €7.460 mln, in calo del
45% rispetto ai nove mesi ’22, a causa degli stessi driver del terzo trimestre nonché del mancato
contributo delle società operative angolane a seguito del loro conferimento nella JV Azule, nel terzo
trimestre 2022, i cui risultati sono rilevati nella gestione delle partecipazioni.
L’utile operativo adjusted del settore E&P include i risultati del business CCUS e agro-biofeedstock:
una perdita di €14 mln nel terzo trimestre ’23 (una perdita di €44 mln nei nove mesi ’23).
Includendo il contributo delle società all’equity, l’utile operativo proforma adjusted del terzo
trimestre ’23 ammonta a €3,4 mld in riduzione del 38% (€10 mld nei nove mesi ’23, – 40%), e
risente anche dei maggiori costi di pozzi esplorativi d’insuccesso.
Nel terzo trimestre ’23, il settore ha registrato un utile netto adjusted di €1.513 mln, con un calo
di circa il 45% rispetto al terzo trimestre ’22 a causa della più debole performance operativa e dei
minori proventi da partecipazioni, in particolare Vår Energi (€365 mln nei nove mesi ’23 in calo di
€415 mln rispetto allo stesso periodo del ’22).
La riduzione dei risultati di Azule rispetto al secondo trimestre ’23 riflette le posizioni di underlifting
del trimestre 2023.
Il tax rate dei nove mesi ’23 aumenta di 11 punti percentuali rispetto al periodo di confronto (in
aumento di circa 4 punti percentuali nel terzo trimestre ’23) per effetto: (i) dell’impatto del calo
dei prezzi del petrolio e del gas; (ii) dell’impatto dell’imposta sui profitti energetici del Regno Unito,
non considerata special item (efficace dal terzo trimestre 2022); e (iii) dell’impatto di alcuni costi
non deducibili (per esempio le radiazioni di costi esplorativi).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di
gruppo.
Global Gas & LNG Portfolio
Vendite
II Trim.
11,15
III Trim.
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
Spread PSV vs. TTF
Vendite di gas naturale
Italia
Resto d’Europa
di cui: Importatori in Italia
Mercati europei
Resto del Mondo
Totale vendite gas ?*?
di cui: vendite di GNL
€/mgl di metri cubi
Nove mesi
var %
2.082
2.077
1.389
1.373
var %
10,91
13,33
17,82
17,34
15,65
36,90
23,35
19,70
18,07
44,97
mld di metri cubi
(*) Include vendite intercompany.
Nel terzo trimestre del 2023 le vendite di gas naturale sono state pari a 10,91 mld di metri cubi, in
calo del 18% rispetto allo stesso periodo del 2022, principalmente a causa dei minori volumi di gas
commercializzati in Italia (-29%) a seguito delle minori vendite all’hub e nel segmento industriale. Nei
mercati europei i volumi di gas sono diminuiti del 7% per minori vendite nella Penisola Iberica e in
Benelux. Nei nove mesi 2023 le vendite di gas naturale sono state pari a 36,90 mld di metri cubi, in
calo del 18% rispetto allo stesso periodo del 2022, a causa dei minori volumi di gas commercializzati in
Italia (-24% rispetto al periodo di confronto) in tutti i segmenti e nei mercati europei (-13% rispetto ai
nove mesi ’22).
Risultati
II Trim.
Utile (perdita) operativo
Esclusione special item
var %
2.062
(213)
(979)
1.432
1.998
2.570
2.000
1.964
(722)
1.242
Utile (perdita) operativo adjusted
1.083
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: SeaCorridor
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted
1.065
(421)
2.605
(723)
1.882
var %
1.138
1.104
(296)
Investimenti tecnici
Nove mesi
1.087
(€ milioni)
III Trim.
Nel terzo trimestre 2023 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito un utile operativo
adjusted di €111 mln, in riduzione del 90% rispetto al periodo di confronto. I risultati del terzo trimestre
scontano limitati benefici derivanti da attività di ottimizzazione in un contesto di mercato caratterizzato
da una minore volatilità e spread del gas più contenuti rispetto allo stesso periodo del 2022. Inoltre,
alcuni interventi di manutenzione sull’infrastruttura hanno ridotto la flessibilità e le opportunità di
arbitraggio. Nei nove mesi 2023 l’utile operativo adjusted è stato di €2.570 mln, con un miglioramento
di €570 mln rispetto allo stesso periodo del 2022.
Nel terzo trimestre 2023 l’utile operativo proforma adjusted che integra i margini operativi delle società
all’equity è di €0,15 mld vs. €1,08 mld nel terzo trimestre 2022 (€2,72 mld nei nove mesi 2023 vs. €2
mld nel periodo di confronto).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di
gruppo.
Enilive, Refining e Chimica
Produzioni e vendite
II Trim.
Standard Eni Refining Margin (SERM)
Lavorazioni in conto proprio Italia
Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo
Totale lavorazioni in conto proprio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione
Lavorazioni bio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio ???
Marketing
Vendite rete Europa
Vendite rete Italia
Vendite rete resto d’Europa
Quota mercato rete Italia
Vendite extrarete Europa
Vendite extrarete Italia
Vendite extrarete resto d’Europa
Chimica
Vendite prodotti chimici
Tasso utilizzo impianti
$/barile
mln ton
mgl ton
mln ton
mln ton
mln ton
III Trim.
12,58
20,47
12,39
20,53
var %
Nove mesi
var %
(a) Ricalcolato sulla base della capacità effettiva dell’impianto.
Nel terzo trimestre 2023 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si
è attestato in media a 14,7 $/barile, rispetto a 4,1 $/barile nel terzo trimestre 2022 (10,8 $/barile nei
nove mesi 2023, in aumento rispetto a 6,8 $/barile registrati nei nove mesi 2022). I margini di
raffinazione registrano un significativo incremento trainati dalla riduzione dei prezzi del gas naturale. Si
osserva che nelle correnti condizioni di mercato di contrazione dei differenziali tra greggi pesanti/a
elevato tenore di zolfo rispetto alle qualità leggere/con minore tenore, il SERM non è in grado di
rappresentare in maniera completa l’effettivo margine della raffinazione.
Nel terzo trimestre 2023 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari
a 4,25 mln di tonnellate, sono sostanzialmente invariate rispetto al terzo trimestre 2022 per effetto dei
minori volumi lavorati presso la raffineria di Livorno a seguito di fermate programmate, interamente
bilanciati dalle maggiori lavorazioni presso le raffinerie di Sannazzaro e Milazzo a seguito delle iniziative
di ottimizzazione. Nei nove mesi 2023, le lavorazioni ammontano a 12,58 mln di tonnellate, registrando
un lieve aumento rispetto allo stesso periodo del 2022. Nel resto del mondo, le lavorazioni sono in linea
rispetto al periodo di confronto 2022 (nei nove mesi 2023, le lavorazioni registrano una riduzione del
3% rispetto ai nove mesi 2022).
Nel terzo trimestre 2023 i volumi di lavorazione bio pari a 325 mila tonnellate registrano un
incremento dell’82% rispetto all’analogo periodo del 2022 ed hanno beneficiato del contributo di
Chalmette e dei maggiori volumi lavorati presso la bioraffineria di Venezia. Nei nove mesi 2023, i volumi
di lavorazioni bio aumentano del 45% rispetto al periodo di confronto, beneficiando del citato contributo
di Chalmette e dei maggiori volumi lavorati presso la bioraffineria di Gela.
Nel terzo trimestre 2023 le vendite rete in Italia pari a 1,42 mln di tonnellate sono in riduzione del
3% rispetto al periodo di confronto per effetto delle minori vendite di gasolio, a causa del calo dei
consumi. Nei nove mesi 2023, le vendite retail si attestano a 4 mln di tonnellate, sostanzialmente in
linea rispetto ai nove mesi 2022.
Nel terzo trimestre 2023 le vendite extrarete in Italia pari a 1,79 mln di tonnellate sono in aumento
rispetto al terzo trimestre 2022 (+5%) a seguito dei maggiori volumi commercializzati di jet fuel.
Positiva la performance nei nove mesi 2023 con 4,87 mln di tonnellate, +5% rispetto al periodo di
confronto.
Le vendite di prodotti petrolchimici nel terzo trimestre 2023 pari a 0,76 mln di tonnellate sono in
calo del 2% rispetto al periodo di confronto per effetto della ridotta disponibilità di prodotti a seguito
delle fermate presso i siti di Marghera e Priolo e delle fermate opportunistiche degli impianti di
produzione di polimeri a seguito del calo della domanda in tutti i segmenti di business. Nei nove mesi
2023, le vendite ammontano a 2,34 mln di tonnellate, in riduzione del 21% rispetto ai nove mesi 2022.
Nel terzo trimestre 2023 il margine del cracker è in calo rispetto allo stesso periodo del 2022. Anche
i margini sul polietilene e sugli stirenici hanno riportato una riduzione rispetto al terzo trimestre 2022,
a seguito dei ridotti prezzi delle commodity.
Risultati
II Trim.
(305)
(€ milioni)
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted
– Enilive
– Refining
– Chimica
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: ADNOC R&GT
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
III Trim.
(591)
(363)
(198)
(177)
(183)
(192)
var %
Nove mesi
1.688
(1.146)
1.008
1.550
1.156
(377)
(167)
1.901
(308)
(516)
1.385
var %
Nel terzo trimestre 2023, Enilive ha conseguito l’utile operativo adjusted di €271 mln, in leggera
flessione rispetto al terzo trimestre 2022, mentre nei nove mesi 2023, l’utile operativo adjusted è in
crescita del 9% a €611 mln.
Il business Refining nel terzo trimestre 2023 ha conseguito un utile operativo adjusted di €328 mln
che si confronta con l’utile operativo adjusted di €399 mln del terzo trimestre 2022 (utile di €408 mln
nei nove mesi 2023 che si confronta con l’utile di €1.156 mln dei nove mesi 2022). Il peggioramento
riflette il restringimento dei differenziali greggi leggeri-pesanti, parzialmente compensato dalla ripresa
del SERM anche a seguito dei migliori differenziali dei prodotti.
Nel terzo trimestre 2023 il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa
adjusted di €198 mln (in riduzione di €21 mln rispetto al terzo trimestre 2022) che riflette il calo della
domanda in tutte le attività di business e le incertezze del mercato, che ha frenato le decisioni d’acquisto
da parte dei rivenditori, e la continua pressione competitiva dei prodotti provenienti da altre geografie.
Nei nove mesi 2023 la perdita operativa adjusted è stata pari a €377 mln (perdita operativa adjusted di
€167 mln nei nove mesi 2022) a causa delle eccezionali avverse condizioni di mercato.
Nel terzo trimestre 2023 l’utile operativo proforma adjusted di Enilive, Refining e Chimica, che integra i
margini operativi delle società all’equity, è stato pari a €0,52 mld vs. €0,68 mld registrati nel terzo trimestre
2022 (€0,99 mld nei nove mesi 2023 vs. €1,9 mld nel periodo di confronto).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di
gruppo.
Plenitude & Power
Produzioni e vendite
II Trim.
Plenitude
Clienti retail/business a fine periodo
Vendite retail e business gas
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
di cui: – fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage)
– eolico
Produzione di energia da fonti rinnovabili
Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo
Power
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi
Produzione termoelettrica
mln pdf
mld di metri cubi
terawattora
gigawatt
gigawattora
migliaia
terawattora
III Trim.
var %
1.027
Nove mesi
var %
14,34
1.901
13,38
2.997
14,91
15,52
17,30
16,42
Al 30 settembre 2023, i clienti retail/business ammontano a 10,1 mln (gas ed energia elettrica), in
crescita del 2% rispetto al 30 settembre 2022, grazie principalmente all’incremento della customer base
in Italia.
Le vendite retail e business di gas di 0,53 mld di metri cubi nel terzo trimestre 2023, in calo del 14%
rispetto allo stesso periodo del 2022 riflettono principalmente minori consumi. Nei nove mesi 2023, le
vendite sono state pari a 4,32 mld di metri cubi, in calo del 13%, per effetto dello stesso driver del
trimestre.
Le vendite retail e business di energia elettrica ai clienti finali pari a 4,57 TWh nel terzo trimestre
2023 sono in diminuzione del 4% rispetto allo stesso periodo del 2022, per effetto principalmente dei
minori consumi.
Al 30 settembre 2023, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 2,5 GW, in aumento di circa
0,7 GW rispetto al 30 settembre 2022, principalmente grazie alle acquisizioni effettuate in Italia (Gruppo
PLT), in Spagna (Bonete), negli Stati Uniti (Kellam), allo sviluppo organico dei progetti di Brazoria negli
Stati Uniti, Cerillares in Spagna e in Kazakhstan (Shaulder).
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 1.027 GWh nel terzo trimestre
2023, in aumento di 346 GWh vs il corrispondente periodo del 2022, principalmente grazie al contributo
degli asset acquisiti e all’entrata in esercizio dei progetti sviluppati organicamente.
I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 30 settembre 2023 sono pari a 17,5 migliaia di
unità, quasi raddoppiati rispetto al settembre 2022, in linea con il piano di potenziamento
dell’infrastruttura di rete.
Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi sono state di 4,85 TWh nel terzo trimestre 2023,
in calo del 19% rispetto al periodo di confronto a causa dei minori volumi commercializzati presso il
segmento della borsa elettrica e dei clienti liberi (14,91 TWh nei nove mesi 2023, in calo del 14% rispetto
ai nove mesi 2022, per gli stessi driver del trimestre).
Risultati
II Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) operativo
Esclusione special item
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
III Trim.
var %
1.512
(1.340)
Nove mesi
(286)
(180)
4.125
(3.628)
(148)
var %
Nel terzo trimestre 2023 Plenitude ha conseguito l’utile operativo adjusted di €180 mln, in aumento di
€164 mln rispetto allo stesso periodo del 2022. La positiva performance riflette il buon andamento del
business retail e il ramp-up della capacità installata di generazione rinnovabile e delle relative
produzioni, confermando il valore generato dal modello di business integrato che ha consentito di
cogliere le opportunità delle dinamiche di mercato. Nei nove mesi 2023, l’utile operativo adjusted si è
attestato a €445 mln, in aumento di €178 mln rispetto al periodo di confronto per gli stessi driver del
trimestre.
Nel terzo trimestre 2023 il business Power di produzione di energia elettrica da impianti a gas ha
riportato l’utile operativo adjusted di €39 mln, in calo di €117 mln o del 75% rispetto allo stesso periodo
del 2022, per effetto delle minori vendite al mercato libero. Nei nove mesi 2023, l’utile operativo
adjusted di €125 mln rappresenta un calo di €105 mln rispetto ai nove mesi 2022 dovuto agli stessi
driver del trimestre.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di
gruppo.
Risultati di gruppo
II Trim.
19.591
1.762
III Trim.
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
Utile (perdita) operativo
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
var %
22.319
37.302
3.126
6.611
Nove mesi
69.095 100.987
7.401
17.933
(1.286)
var %
(250)
(904)
3.276
Utile (perdita) operativo adjusted
3.014
5.772
11.036
16.804
2.066
Dettaglio per settore di attività
Exploration & Production
2.605
4.272
7.460
13.520
1.087
1.083
2.570
2.000
Enilive, Refining e Chimica
Plenitude & Power
1.550
Corporate e altre attività
(150)
(185)
(380)
(479)
(172)
(107)
(284)
3.381
(144)
3.673
(1.718)
1.955
1.935
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari
Proventi (oneri) da partecipazioni
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted
di competenza: – interessenze di terzi
– azionisti Eni
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
3.014
(122)
3.265
(1.428)
1.837
1.818
1.916
5.772
(308)
6.151
(2.400)
3.751
3.730
5.862
1.460
1.935
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ???
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(177)
1.818
(2.184)
3.730
1.367
Esclusione special item ???
3.381
11.036 16.804
(389)
(927)
1.272
1.729
11.919 17.606
(5.201) (6.767)
6.718 10.839
6.660 10.808
4.598 13.260
1.803
6.660
(910)
(1.542)
10.808
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel terzo trimestre 2023 il Gruppo ha conseguito l’utile operativo adjusted di €3.014 mln con una
riduzione del 48% rispetto al terzo trimestre 2022 dovuta principalmente ai settori E&P (-39% a €2.605
mln) e GGP (-90% a €111 mln) per effetto della flessione del prezzo del petrolio e delle quotazioni del
gas naturale in tutte le aree geografiche con conseguente riduzione delle opportunità di trading. Il
business Enilive e Refining (-16% a €599 mln) sconta il restringimento dei differenziali greggi leggeripesanti e una leggera flessione di Enilive. Positivo il risultato del settore Plenitude & Power (+27%). Il
business della Chimica ha proseguito il negativo andamento dell’anno (una perdita operativa adjusted
di €0,2 mld nel terzo trimestre 2023) a causa della flessione della domanda e dei deboli fondamentali
dell’industria. Nei nove mesi 2023 il Gruppo ha conseguito un utile operativo adjusted di €11.036 mln,
in riduzione del 34% rispetto ai nove mesi 2022, che riflette il minor contributo dei business E&P, anche
per effetto del deconsolidamento delle società operative angolane conferite alla JV Azule nel terzo
trimestre del 2022, ed Enilive e Refining in parte compensati dalla robusta performance del settore GGP
e dai risultati positivi del settore Plenitude & Power.
Nel terzo trimestre 2023 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è stato di €1.818
mln in riduzione di €1.912 mln rispetto al terzo trimestre 2022 (-51%) per effetto del minor utile
operativo e dei minori risultati delle partecipate. Nei nove mesi 2023 il Gruppo ha conseguito un utile
netto adjusted di €6.660 mln, in riduzione del 38% rispetto ai nove mesi 2022.
Tax rate consolidato: il tax rate consolidato adjusted del terzo trimestre e dei nove mesi 2023 è pari
al 44%, in aumento di 5 punti percentuali rispetto ai corrispondenti periodi 2022, per effetto della
windfall tax sugli utili delle società del settore energia del Regno Unito in vigore dal terzo trimestre
2022, dello scenario sfavorevole, nonché dell’impatto di oneri non deducibili del settore E&P, in
particolare le radiazioni di costi esplorativi, in parte compensati dalla maggiore incidenza dell’utile
imponibile conseguito dalle controllate Italiane. Nel confronto sequenziale è opportuno sottolineare che
il tax rate del terzo trimestre 2023 si riduce di 3 punti percentuali a seguito della normalizzazione degli
oneri deducibili e dei tax rate delle principali giurisdizioni del settore E&P.
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
Nove mesi
III Trim.
II Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
2022 var. ass.
1.935
5.883
(3.948)
4.656
13.291
2022 var. ass.
(8.635)
1.357
(996)
2.353
4.518
1.769
2.749
(429)
(459)
(2.012)
4.623
8.749
(4.126)
5.830
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.990
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
– plusvalenze nette su cessioni di attività
1.769
– dividendi, interessi e imposte
1.552
3.564
1.587
Variazione del capitale di esercizio
(140)
(836)
1.154
(4.676)
Dividendi incassati da partecipate
1.682
(1.378)
(2.218)
(4.767)
(5.882)
1.115
(1.849)
Imposte pagate
(138)
Interessi (pagati) incassati
(138)
(225)
(493)
(659)
4.443
Flusso di cassa netto da attività operativa
3.519
5.586
(2.067)
10.944
12.867
(1.923)
(1.873)
(2.099)
(6.549)
(5.292)
(1.257)
(978)
(1.870)
(2.245)
(391)
(2.557)
Investimenti tecnici
(1.165)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e
partecipazioni
Altre variazioni relative all’attività di investimento
(278)
(1.199)
1.177
(1.156)
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
Rimborso di passività per beni in leasing
Flusso di cassa del capitale proprio
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
1.359
(2.076)
(195)
(1.327)
3.457
(294)
(1.278)
(211)
(1.184)
(2.098)
(798)
(143)
7.438
1.376
(1.984)
(767)
(2.897)
(4.352)
(355)
1.336
(438)
3.086
1.021
(648)
(670)
(3.335)
1.271
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
(1.844)
(2.407)
(608)
3.231
(3.839)
4.232
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
3.369
5.469
(2.100)
12.892
16.266
(3.374)
1.276
1.567
(228)
(1.227)
III Trim.
II Trim.
1.276
(228)
(192)
(1.227)
(€ milioni)
Free cash flow
Rimborso di passività per beni in leasing
Debiti e crediti finanziari società acquisite
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni ???
Flusso di cassa del capitale proprio
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(127)
Nove mesi
2022 var. ass.
2022 var. ass.
1.359
(195)
(2.098)
3.086
(670)
(293)
3.457
(211)
(220)
(370)
(155)
(492)
7.438
(767)
(132)
(220)
(792)
(4.352)
(1.327)
(1.184)
(143)
(3.335)
(2.897)
(438)
(419)
(116)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
Rimborsi lease liability
Accensioni del periodo e altre variazioni
(464)
(368)
1.428
(395)
(1.892)
(1.653)
(618)
2.543
(519)
(4.196)
(307)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(637)
1.244
(1.881)
(1.601)
2.791
(4.392)
(a) Include debiti verso fornitori classificati come finanziari per effetto del differimento dei termini di pagamento in relazione al sostenimento di costi capitalizzati per l’acquisto di impianti e
macchianari (€672 milioni e €39 milioni nei nove mesi 2023 e 2022, rispettivamente, €483 milioni e €21 milioni nel terzo trimestre 2023 e 2022, rispettivamente, €104 milioni nel secondo
trimestre 2023).
Il flusso di cassa netto da attività operativa dei nove mesi 2023 è stato di €10.944 mln, include €1.682
mln di dividendi distribuiti dalle partecipate, principalmente da Azule Energy e Vår Energi ed è stato
impattato dalla riduzione di circa €0,9 mld della manovra factoring rispetto all’ammontare di crediti
commerciali ceduti a fine 2022.
Il flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo si ridetermina in €12.892
mln nei nove mesi 2023, al netto delle seguenti componenti: l’utile/perdita di magazzino olio e prodotti, la
differenza temporanea tra il valore del magazzino gas calcolato in base al metodo del costo medio
ponderato e la misura interna di performance del management che utilizza il magazzino quale leva di
ottimizzazione dei margini, il fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti formali per il trattamento
in hedge accounting, o ripartiti proporzionalmente per competenza. Esclude inoltre il pagamento relativo
alla windfall tax straordinaria italiana di €0,4 mld istituita dalla Legge di Bilancio 2023, calcolato sull’utile
ante imposte 2022 e stanziato nel bilancio 2022.
La riconduzione del flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo al flusso
di cassa netto da attività operativa è riportata di seguito:
II Trim.
4.443
(1.587)
III Trim.
(€ milioni)
Flusso di cassa netto da attività operativa
Variazione del capitale di esercizio
var. ass.
Nove mesi
var. ass.
3.519
5.586
(2.067)
10.944
12.867
(1.923)
(696)
(1.154)
4.676
(5.830)
2.697
Esclusione derivati su commodity
(152)
(1.955)
1.803
1.232
(1.465)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(250)
(315)
(1.286)
1.645
Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo
3.257
4.532
(1.275)
11.381
14.792
(3.411)
(825)
1.511
1.474
3.369
5.469
(2.100)
12.892
16.266
(3.374)
3.245
4.232
Accantonamenti straordinari su crediti e altri oneri
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo
adjusted
I capex organici di €6,7 mld nei nove mesi ’23, in aumento del 23% rispetto al periodo di confronto per
effetto del maggiore spending nei progetti gas naturale/GNL a sostegno della sicurezza energetica e del
progetto Baleine in Costa d’Avorio, comprendono gli apporti di capitale alle società partecipate che stanno
implementando progetti per conto di Eni. Al netto di tali capex organici, il flusso di cassa discrezionale ante
variazione circolante si ridetermina in €6,2 mld (€1,5 mld nel trimestre).
Le acquisizioni al netto dei disinvestimenti ammontano a circa €1,5 mld principalmente riferiti
all’acquisizione degli asset di bp in Algeria, alla bioraffineria St. Bernard, agli asset del business rinnovabili
di Plenitude e del saldo del corrispettivo relativo all’acquisizione del gruppo PLT effettuata alla fine del 2022,
in parte compensati dalla cessione del 49,9% della partecipazione Eni nelle società di gestione dei gasdotti
TTPC/Transmed a seguito dell’accordo con Snam, nonché di altri asset non strategici.
L’incremento dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €1,7 mld è dovuto al flusso di cassa netto da
attività operativa adjusted di circa €12,9 mld, agli investimenti netti di €6,7 mld, ai fabbisogni di circolante
(€1,5 mld), al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e all’acquisto di azioni proprie di €3,3 mld, all’effetto
netto di acquisizioni/disinvestimenti (€1,5 mld), ad altre attività d’investimento e altre variazioni (€0,7
mld), nonché al pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€0,8 mld).
Stato patrimoniale riclassificato
30 Sett. 2023
(€ milioni)
31 Dic. 2022 Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
58.249
56.332
1.917
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.366
4.446
Attività immateriali
5.431
5.525
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.630
1.786
(156)
14.740
13.294
1.446
2.183
1.978
(2.347)
(2.320)
84.252
81.041
3.211
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
Capitale di esercizio netto
6.883
7.709
(826)
Crediti commerciali
Rimanenze
11.394
16.556
(5.162)
Debiti commerciali
(11.517)
(19.527)
8.010
(3.544)
(2.991)
(553)
(15.196)
(15.267)
(1.344)
(1.660)
(13.324)
(13.204)
(120)
(714)
(786)
CAPITALE INVESTITO NETTO
70.862
67.207
3.655
Patrimonio netto degli azionisti Eni
56.847
54.759
2.088
57.284
55.230
2.054
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
8.679
7.026
1.653
Passività per beni leasing
4.899
4.951
– di cui working interest Eni
4.440
4.457
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
13.578
11.977
1.601
COPERTURE
70.862
67.207
3.655
Attività (passività) tributarie nette
Fondi per rischi e oneri
Altre attività (passività) d’esercizio
Fondi per benefici ai dipendenti
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
Interessenze di terzi
Patrimonio netto
– di cui working interest follower
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Gearing
Al 30 settembre 2023 il capitale immobilizzato (€84,2 mld) è aumentato di €3,2 mld rispetto al 31
dicembre 2022 per effetto degli investimenti, delle acquisizioni e dell’incremento del book value delle
partecipazioni valutate all’equity, che riflettono l’effetto netto dei risultati in quota Eni delle partecipate e
della derecognition degli asset Eni relativi al trasporto di gas naturale, che sono stati conferiti nella società
di nuova costituzione “SeaCorridor” (joint venture tra Eni e Snam con una quota rispettivamente del 50,1%
e del 49,9%) e dell’acquisizione del 50% nella bioraffineria St. Bernard in Chalmette, compensati dai
dividendi distribuiti dalle società partecipate. Questi incrementi sono stati in parte assorbiti dagli
ammortamenti/svalutazioni e radiazioni di periodo.
Il capitale di esercizio netto (-€13,3 mld) è sostanzialmente invariato rispetto al 31 dicembre 2022.
L’incremento del saldo tra crediti e debiti commerciali (circa +€2,8 mld) è stato compensato dal minor
valore delle scorte di petrolio e prodotti dovuto all’applicazione del metodo del costo medio ponderato in
un contesto di prezzi in calo (-€0,8 mld) e dalle maggiori passività tributarie nette (+€0,6 mld), nonché
dalla riduzione delle altre attività (passività) d’esercizio (-€1,7 mld) per effetto della variazione del fair
value degli strumenti derivati.
Il patrimonio netto (€57,3 mld) aumenta di €2 mld rispetto al 31 dicembre 2022 per effetto dell’utile
netto del periodo (€4,7 mld), della variazione positiva della riserva cash flow hedge (€0,4 mld) e delle
differenze positive di cambio (circa €0,3 mld) che riflettono l’apprezzamento del dollaro rispetto all’euro,
nonché dell’effetto positivo dell’emissione del bond convertibile (€0,08 mld), in parte compensati dai
dividendi distribuiti agli azionisti (€2,3 mld) e del riacquisto di azioni proprie (€1 mld).
L’indebitamento finanziario netto 6 ante lease liability al 30 settembre 2023 è pari a €8,7 mld, in
aumento di circa €1,7 mld rispetto al 31 dicembre 2022. Il leverage 7 – rapporto tra indebitamento
finanziario netto ante lease liabilities e patrimonio netto – si attesta a 0,15 al 30 settembre 2023 (0,13 al
31 dicembre 2022).
Special item
Gli special item dell’utile operativo sono rappresentati da oneri netti di €3.276 mln e €138 mln nei nove
mesi e nel terzo trimestre 2023 rispettivamente, con il seguente breakdown per settore:
• E&P: oneri netti di €418 mln nei nove mesi (€77 mln nel terzo trimestre 2023) relativi principalmente a
svalutazioni di asset di €182 mln relative ad alcune proprietà a gas in Italia per effetto del trend al ribasso
dei prezzi del gas e ad alcuni asset disponibili per la vendita il cui valore è stato allineato al fair value,
alle svalutazioni per perdite su crediti (€69 mln nei nove mesi), nonché agli accantonamenti per oneri
ambientali (€90 mln e €54 mln nei nove mesi e nel terzo trimestre 2023, rispettivamente);
• GGP: oneri netti di €1.432 mln nei nove mesi 2023 (proventi netti di €213 mln nel terzo trimestre 2023)
rappresentati principalmente dalla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per
l’hedge accounting o vendite a termine di gas di portafoglio per le quali non è prevista la own use
exemption e dalla differenza tra la valorizzazione delle rimanenze gas a costo medio ponderato prevista
dagli IFRS e quella gestionale che tiene conto delle dinamiche di invaso e svaso del gas naturale e riporta
i margini (differenziale del costo del gas tra estate e inverno) ed i relativi effetti di hedging in
corrispondenza dei prelievi (onere di €1.030 mln e €84 mln nei nove mesi e nel terzo trimestre 2023,
rispettivamente).
• Enilive, Refining e Chimica: oneri netti di €372 mln nei nove mesi 2023 (€83 mln nel terzo trimestre)
relativi principalmente al write-off degli investimenti di mantenimento e asset integrity relativi a CGU con
flussi di cassa attesi negativi (€227 mln e €56 mln nei nove mesi e nel terzo trimestre 2023,
rispettivamente), oneri ambientali (€140 mln e €61 mln nei nove mesi e nel terzo trimestre 2023,
rispettivamente), nonché la componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge
accounting (onere di €5 mln e provento di €32 mln nei nove mesi e nel terzo trimestre 2023).
• Plenitude & Power: oneri netti per €856 mln nei nove mesi 2023 (€194 mln nel terzo trimestre) relativi
principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge
accounting, nonché, in misura minore, l’effetto di alcuni derivati attivati nell’ambito di un programma
annuale di copertura, ripartito sui trimestri 2023.
Gli altri special item dei nove mesi 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 alla
valutazione al fair value della partecipazione mantenuta nella società conferitaria.
6 Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 29.
7 In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti
dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori
alternativi di performance v. sezione indicatori alternativi di performance alle pag. 20 e seguenti del presente comunicato stampa.
Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al terzo trimestre e ai nove mesi 2023 è stato redatto su base volontaria in ottemperanza a quanto
stabilito dall’art. 82-ter del Regolamento Emittenti (delibera CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni) nell’ambito di una policy aziendale di regolare
informativa sulle performance finanziarie e operative della Compagnia rivolta al mercato e agli investitori in linea con il comportamento dei principali peer che pubblicano
un reporting trimestrale. Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al secondo e terzo trimestre e ai nove mesi 2023 e ai relativi comparative period (terzo
trimestre e nove mesi 2022). I flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre
2023 e al 31 dicembre 2022. Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie, laddove non diversamente indicato, sono state redatte conformemente ai criteri di
rilevazione e valutazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS), emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla
Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002. I criteri di
rilevazione e valutazione adottati nella preparazione dei risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2023 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria
Annuale 2022 alla quale si rinvia.
Con efficacia 1° gennaio 2023, la società ha proceduto ad aggiornare il coefficiente di conversione del gas naturale da metri cubi a barili di petrolio equivalente in ragione
di 1 mc = 0,00675 barili di petrolio equivalente (in precedenza 1mc = 0,00671 boe). L’aggiornamento riflette la modifica dei volumi e della composizione delle diverse
proprietà di Eni intervenuta nell’ultimo anno ed è stato determinato raccogliendo i dati del potere calorifico del gas dei campi a gas di Eni attualmente in esercizio. L’effetto
sulla produzione espressa in barili equivalenti di petrolio (“boe”) dei nove mesi e del terzo trimestre 2023 è stato di 5 mila boe/giorno; per omogeneità anche la produzione
espressa in boe del primo e secondo trimestre 2023 è 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 realizzo, costi) e sugli ammortamenti. Le altre compagnie petrolifere possono adottare coefficienti diversi.
Criteri di redazione
A seguito della costituzione di Enilive (il business della società controllata Eni Sustainable Mobility) con decorrenza 1° gennaio 2023, che gestisce le bioraffinerie Eni e la
vendita al dettaglio di carburanti e soluzioni di smart mobility, il management ha definito la suddivisione dell’utile operativo adjusted del precedente settore Refining &
Marketing “R&M” in due sotto linee di business:
Enilive; e
Refining.
Di seguito è riportata la nuova segment information relativa all’utile operativo adjusted di R&M per i periodi comparativi 2022:
Utile (perdita) operativo adjusted
R&M e Chimica
– Refining & Marketing
– Chimica
Enilive, Refining e Chimica
– Enilive
– Refining
– Chimica
I trimestre
Pubblicato
Riesposto
(115)
(115)
II trimestre
Pubblicato
Riesposto
1.104
1.104
III trimestre
Pubblicato
Riesposto
(177)
(177)
IV trimestre
Pubblicato
Riesposto
Non sono state apportate modifiche alle informazioni statutory di Gruppo ai sensi dell’IFRS 8 “Segment Reporting”, che continueranno a presentare il settore Enilive,
Refining e Chimica (ex R&M e Chimica).
Il contenuto e il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance è spiegato da note esplicative dedicate, in linea con gli
Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per maggiori dettagli si rinvia alla
sezione “Misure alternative di performance (Non-GAAP measure)” del presente “Comunicato stampa”.
Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Francesco Esposito, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154-bis del TUF che l’informativa contabile nel
presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Disclaimer
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali (“forward-looking statements”) relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni proprie,
allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle
vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi
e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l’impatto della
pandemia COVID-19, l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell’esecuzione dei piani industriali e il successo nelle
trattative commerciali, l’evoluzione futura della domanda, dell’offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive,
le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l’instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in
molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in materia ambientale, il successo
nello sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della
concorrenza. In relazione alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all’andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione
operativa di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l’utile operativo e la variazione dell’indebitamento finanziario netto del trimestre non
possono essere estrapolati su base annuale.
Contatti societari
Sito internet: http://www.eni.com
Società per Azioni, Roma, Piazzale Enrico Mattei, 1
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del terzo trimestre e nove mesi 2023 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni
all’indirizzo eni.com.
Misure alternative di performance (Non-GAAP measure)
Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS (“Misure
alternative di performance”) che escludono dall’utile operativo e dall’utile netto reported una serie di oneri e proventi che il management
valuta straordinari o non correlati alla gestione industriale (special items) rispettivamente before e after tax che comprendono in
particolare: le svalutazioni e le riprese di valore di asset, le plusvalenze da cessione di immobilizzazioni materiali ed immateriali e di
partecipazioni, gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei derivati di
copertura dei rischi commodity/cambio privi dei requisiti formali per l’hedge accounting o per la “own use exemption”e per analogia gli
effetti valutativi relativi ad attività/passività nell’ambito di relazioni di “natural hedge” dei rischi summenzionati, nonché le svalutazioni
delle attività per imposte anticipate. Corrispondentemente è considerata avere natura “special” anche la componente di risultato della
valutazione a equity delle partecipazioni in joint venture e imprese collegate per la quota riferibile ai suddetti oneri e proventi (after tax).
Inoltre, è oggetto di esclusione il cosiddetto profit/loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello
determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione delle giacenze di fine periodo. Il profit
(loss) on stock non è rilevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva gestionale per ottimizzare i margini. Analogamente a
quanto previsto per gli special item, è oggetto di esclusione il profit or loss on stock incluso nei risultati dalle imprese partecipate valutate
all’equity.
Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.
Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicurando una
migliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare
i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. L’informativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementare
e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il calcolo delle
Non-GAAP measure.
Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di performance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti a risultati
consuntivati:
Utile operativo e utile netto adjusted
L’utile operativo e l’utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto reported gli special item e
l’utile/perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell’utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati
all’indebitamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell’utile operativo gli
effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la gestione del rischio connesso all’esposizione dei margini industriali
e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzione. L’effetto fiscale
correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di
reddito oggetto di esclusione, con l’eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l’aliquota statutory
delle società italiane.
Gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli
oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all’attività operativa.
Pertanto, restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal settore,
in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall’accretion discount
di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production).
Utile/perdita di magazzino
L’utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazione del costo
medio ponderato prevista dagli IFRS.
Special item
Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui
accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento
dell’attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di
ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati
negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi. Inoltre, le differenze e derivati in cambi relativi alla gestione
commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio
implicito nelle formule prezzo delle commodity, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell’utile operativo adjusted
variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. Sono classificati tra gli special item gli effetti contabili dei derivati su
commodity valutati a fair value in aggiunta a quelli privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, anche
quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti
transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri. Analogamente sono classificati come special items gli effetti valutativi relativi ad
attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge di un rischio mercato, quali le differenze di cambio da allineamento maturate
su debiti in valuta i cui flussi di rimborso sono assicurati da entrate in valuta altamente probabili. Sia la componente di fair value sospesa
relativa ai derivati su commodity e altri strumenti sia le componenti maturate saranno imputate ai risultati di futuri reporting period al
manifestarsi del sottostante.
In applicazione della Delibera CONSOB n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non
ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell’informativa finanziaria.
Leverage
Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come
rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il leverage è utilizzato
per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra
mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell’industria.
Gearing
Il gearing è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale
investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio, escludendo l’utile/perdita di magazzino e certe
componenti straordinarie, quali accantonamenti straordinari per perdite su crediti, nonché in considerazione dell’elevata volatilità dei
mercati la variazione del fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli
IFRS, compresi quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le
cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri.
Free cash flow
Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide
tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e
fine periodo dello schema di rendiconto finanziario riclassificato. Il “free cash flow” rappresenta l’avanzo o il deficit di cassa che residua
dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati
aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio
(pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti
delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario
netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario
netto delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
Indebitamento finanziario netto
L’indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività
finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico, nonché dei crediti finanziari a breve termine non strumentali all’attività
operativa. Assumono la qualificazione di strumentali all’attività operativa le attività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations.
Riconciliazione risultati Non-GAAP vs. risultati GAAP
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ???
Proventi (oneri) su partecipazioni ???
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito ???
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
Enilive, Refining e
Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
2.528
(363)
(147)
2.605
2.755
(1.242)
(313)
(213)
(183)
1.513
GRUPPO
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
Exploration &
Production
III Trimestre 2023
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
(285)
3.126
(250)
(150)
(140)
(172)
(172)
(123)
(152)
3.014
(122)
3.265
(1.428)
1.837
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.818
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.916
(177)
1.818
(a) Escludono gli special item.
(€ milioni)
Global Gas & LNG
Portfolio
Enilive, Refining e
Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
Effetto eliminazione
utili interni
GRUPPO
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
III Trimestre 2022
4.539
2.062
(591)
1.512
(981)
6.611
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
1.484
(1.955)
(185)
(904)
5.772
(292)
(530)
(267)
4.272
(979)
1.083
4.707
(1.935)
1.065
(421)
(192)
(198)
(387)
(107)
2.772
(224)
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
Imposte sul reddito ???
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
66 (1.341)
(680)
altro
Proventi (oneri) finanziari netti ???
Proventi (oneri) su partecipazioni ???
Utile (perdita) ante imposte adjusted
(177)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
(728)
886 (1.340)
(107)
(308)
6.151
(2.400)
3.751
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
3.730
5.862
(2.184)
3.730
(a) Escludono gli special item.
(€ milioni)
Global Gas & LNG
Portfolio
Enilive, Refining e
Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
Effetto eliminazione
utili interni
GRUPPO
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
Nove mesi 2023
7.042
1.138
(286)
(578)
7.401
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
Imposte sul reddito ???
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
1.232
1.111
(380)
3.276
11.036
2.605
(723)
(308)
(180)
(106)
(492)
1.882
(330)
1.057
7.460
1.432
2.570
(222)
8.146
(4.105)
4.041
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
altro
Proventi (oneri) finanziari netti ???
Proventi (oneri) su partecipazioni ???
Utile (perdita) ante imposte adjusted
(389)
1.272
11.919
(5.201)
6.718
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
6.660
4.598
1.803
6.660
(a) Escludono gli special item.
(€ milioni)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
GRUPPO
1.688
Effetto eliminazione
utili interni
Corporate e Altre
attività
Enilive, Refining e
Chimica
13.662
4.125 (1.400)
(144)
17.933
(140)
(1.286)
Plenitude & Power
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Exploration &
Production
Nove mesi 2022
(1.146)
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
(220)
2.194
(581)
39 (3.698)
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
(142)
13.520
1.998
2.000
1.008 (3.628)
1.550
Proventi (oneri) finanziari netti ???
Proventi (oneri) su partecipazioni ???
Utile (perdita) ante imposte adjusted
(191)
1.395
14.724
(5.804)
1.964
(722)
1.901
(516)
8.920
1.242
1.385
Imposte sul reddito ???
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
(1.465)
(755)
(479)
16.804
(646)
490 (1.189)
(148)
1.708
(848)
(284)
(284)
(202)
(927)
1.729
17.606
(6.767)
10.839
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
10.808
13.260
(910)
(1.542)
10.808
(a) Escludono gli special item.
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
Enilive, Refining e
Chimica
Plenitude & Power
Corporate e Altre
attività
1.812
(305)
(291)
1.762
2.066
1.087
2.332
(1.326)
1.104
(296)
(133)
(1.718)
1.006
(105)
1.955
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ???
Imposte sul reddito ???
derivati su commodity
Proventi (oneri) su partecipazioni ???
Utile (perdita) ante imposte adjusted
GRUPPO
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
Exploration &
Production
II trimestre 2023
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.367
3.381
(144)
3.673
1.935
1.460
1.935
(a) Escludono gli special item.
Analisi degli special item
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
Oneri ambientali
Nove mesi
1.484
1.708
Svalutazioni (riprese di valore) nette
Plusvalenze nette su cessione di asset
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
(152)
(1.955)
1.232
(1.465)
Derivati su commodity
Differenze e derivati su cambi
1.367
Altro
(728)
1.111
(755)
Special item dell’utile (perdita) operativo
(904)
3.276
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
(147)
(238)
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
(192)
(282)
(2.166)
(766)
(2.633)
Oneri (proventi) su partecipazioni
di cui:
– plusvalenza SeaCorridor
– plusvalenza cessione Vår Energi
– plusvalenza netta cessione asset Angolani
1.460
(824)
(444)
(2.445)
(2.445)
Imposte sul reddito
Totale special item dell’utile (perdita) netto
1.033
(2.184)
(681)
1.803
1.172
(1.542)
Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo
II Trim.
2.066
III Trim.
(€ milioni)
Utile operativo adjusted E&P
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
2.790
Utile operativo proforma adjusted E&P
1.087
Utile operativo adjusted GGP
1.143
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Nove mesi
var %
var %
2.605
4.272
7.460
13.520
1.185
2.525
3.211
3.382
5.457
9.985
16.731
1.083
2.570
2.000
Utile operativo proforma adjusted GGP
1.083
2.716
2.000
Utile operativo adjusted Enilive, Refining e Chimica
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted Enilive, Refining e
Chimica
1.550
1.883
(284)
14.054
20.348
Utile operativo adjusted altri settori
Effetto eliminazione utili interni
(172)
(107)
Utile operativo proforma adjusted di Gruppo
3.953
7.100
4.235
Riconciliazione GAAP vs Non-GAAP del conto economico
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Nove mesi
Profit on
stock
III Trimestre
Risultati
adjusted
(250)
3.014
Utile operativo
7.401
3.241
11.036
(120)
(122)
Proventi/oneri finanziari
(363)
(389)
Proventi/oneri da partecipazioni
2.038
(766)
1.272
3.126
Risultati
reported
(€ milioni)
(1.503)
(1.428)
1.935
(177)
1.837
1.916
1.818
. Vår Energi
. Azule
. Adnoc R&T
(4.420)
(100)
(681)
(5.201)
4.656
1.803
6.718
Imposte sul reddito
Utile netto
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
4.598
6.660
(1.096)
5.772
Utile operativo
17.933
(161)
(192)
(308)
Proventi/oneri finanziari
(689)
2.853
(2.166)
Proventi/oneri da partecipazioni
4.362
(2.633)
1.729
. Vår Energi
. Azule
. Adnoc R&T
6.611
(€ milioni)
(3.420)
1.033
(2.400)
5.883
(2.184)
5.862
Risultati
reported
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Nove mesi
Profit on
stock
III Trimestre
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
reported
Risultati
adjusted
16.804
(1.286) (125)
(282)
(927)
1.172
(6.767)
Imposte sul reddito
(8.315)
3.751
Utile netto
13.291
(910) (1.542)
3.730
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
10.839
13.260
10.808
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
II Trimestre 2023
Risultati
adjusted
1.338
3.381
(119)
(144)
Risultati
reported
Utile operativo
1.762
Proventi/oneri finanziari
(€ milioni)
Proventi/oneri da partecipazioni
. Vår Energi
. Azule
. Adnoc R&T
Imposte sul reddito
(1.743)
(1.718)
Utile netto
1.460
1.955
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
1.935
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
II Trim.
III Trim.
Nove mesi
5.558
Exploration & Production
6.002
7.676
17.561
23.872
3.744
Global Gas & LNG Portfolio
3.001
14.905
14.689
37.742
Enilive, Refining e Chimica
14.387
14.757
39.007
44.442
2.669
6.085
10.393
16.052
11.163
2.680
(4.049)
(€ milioni)
Plenitude & Power
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
19.591
var %
(4.194)
(6.549)
22.319
37.302
1.389
1.288
(13.944)
(22.409)
69.095
100.987
var %
Costi operativi
II Trim.
III Trim.
15.131
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
16.944
27.395
(281)
17.657
27.764
(€ milioni)
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
15.829
Nove mesi
var %
54.051
74.277
(116)
2.203
2.198
56.364
76.359
var %
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
II Trim.
III Trim.
1.545
(€ milioni)
Exploration & Production
Nove mesi
var %
var %
1.443
1.423
4.540
4.234
Global Gas & LNG Portfolio
Enilive, Refining e Chimica
Plenitude & Power
5.494
5.109
5.919
5.374
6.139
5.473
Corporate e altre attività
Effetto eliminazione utili interni
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo
beni in leasing
1.769
1.719
2.203
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
1.805
1.809
2.306
Radiazioni
1.890
1.861
1.873
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
Nove mesi 2023
Exploration &
Production
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
Altri proventi (oneri) netti
Global Gas & Enilive, Refining e
LNG Portfolio
Chimica
Corporate e
altre attività
Gruppo
1.048
Plenitude &
Power
2.038
Leverage e indebitamento finanziario netto
Il “leverage” misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento
finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi. Il management Eni utilizza il
leverage per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza
relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di
benchmark con gli standard dell’industria.
(€ milioni)
Debiti finanziari e obbligazionari
30 Sett. 2023
31 Dic. 2022
Var. ass.
27.142
26.917
– Debiti finanziari a breve termine
5.047
7.543
(2.496)
– Debiti finanziari a lungo termine
22.095
19.374
2.721
Disponibilità liquide ed equivalenti
(9.559)
(10.155)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(7.894)
(8.251)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(1.010)
(1.485)
1.653
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
8.679
7.026
Passività per beni in leasing
4.899
4.951
– di cui working interest Eni
4.440
4.457
– di cui working interest follower
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
13.578
11.977
1.601
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
57.284
55.230
2.054
Schemi di bilancio IFRS
STATO PATRIMONIALE
(€ milioni)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Altre attività finanziarie
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte sul reddito
Altre attività
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
Diritto di utilizzo beni in leasing
Attività immateriali
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Altre partecipazioni
Altre attività finanziarie
Attività per imposte anticipate
Attività per imposte sul reddito
Altre attività
Attività destinate alla vendita
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
Passività per imposte sul reddito
Altre passività
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
Passività per beni in leasing a lungo termine
Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
Passività per imposte sul reddito
Altre passività
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
TOTALE PASSIVITÀ
Capitale sociale
Utili relativi a esercizi precedenti
Riserve per differenze cambio da conversione
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale
Azioni proprie
Utile (perdita) netto
Totale patrimonio netto di Eni
Interessenze di terzi
TOTALE PATRIMONIO NETTO
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
30 Sett. 2023
31 Dic. 2022
9.559
7.894
1.051
14.710
6.883
4.616
45.377
10.155
8.251
1.504
20.840
7.709
12.821
61.597
58.249
4.366
5.431
1.630
13.444
1.296
2.150
3.433
2.818
92.927
2.690
140.994
56.332
4.446
5.525
1.786
12.092
1.202
1.967
4.569
2.236
90.269
152.130
1.933
3.114
17.776
1.805
6.010
31.523
4.446
3.097
25.709
2.108
12.473
48.717
22.095
4.014
15.196
4.347
3.715
50.145
2.042
83.710
4.005
34.063
7.914
7.842
(1.575)
4.598
56.847
57.284
140.994
19.374
4.067
15.267
5.094
3.234
48.075
96.900
4.005
23.455
7.564
8.785
(2.937)
13.887
54.759
55.230
152.130
CONTO ECONOMICO
II Trim.
19.591
19.812
(15.131)
(746)
(1.873)
(330)
(103)
1.762
1.189
(1.371)
(119)
2.057
(1.743)
3.338,0
3.344,3
III Trim.
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
Altri proventi (oneri) operativi
Ammortamenti
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni
in leasing
Radiazioni
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Strumenti finanziari derivati
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
– semplice
– diluito
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
– semplice
– diluito
Nove mesi
22.319
22.650
37.302
37.569
69.095
69.840
100.987
101.872
(16.944)
(663)
(1.769)
(27.395)
(650)
(1.333)
(1.719)
(54.051)
(110)
(2.203)
(5.494)
(74.277)
(2.198)
(2.107)
(5.109)
(425)
(265)
3.126
6.611
(220)
7.401
17.933
1.874
(2.126)
(120)
3.438
(1.503)
1.935
2.618
(2.926)
(161)
2.527
2.853
9.303
(3.420)
5.883
5.070
(5.678)
(363)
1.048
2.038
9.076
(4.420)
4.656
6.074
(6.731)
(112)
(689)
1.176
3.186
4.362
21.606
(8.315)
13.291
1.916
5.862
4.598
13.260
3.290,2
3.300,0
3.487,8
3.493,6
3.324,3
3.334,2
3.521,3
3.527,1
PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
III Trim.
Nove mesi
1.935
5.883
4.656
13.291
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
Componenti riclassificabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro
1.097
1.530
3.141
1.344
2.608
6.130
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
(300)
(1.516)
(4.251)
(118)
1.229
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
1.111
1.526
3.235
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
3.046
7.409
5.351
16.526
3.027
7.384
5.293
16.490
(€ milioni)
Utile (perdita) netto del periodo
Effetto fiscale
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate
con il metodo del patrimonio netto
Effetto fiscale
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
PROPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2022
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
44.519
16.526
(2.282)
(1.231)
Cessione EniPower
Acquisto azioni proprie
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 settembre 2022
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
13.326
57.845
57.361
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2023
Totale utile (perdita) complessivo
55.230
5.351
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
(2.259)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Acquisto di azioni proprie
(1.038)
Emissione bond convertibile
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 settembre 2023
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
2.054
57.284
56.847
RENDICONTO FINANZIARIO
III Trim.
II Trim.
1.873
(333)
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in
leasing
Radiazioni
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Nove mesi
1.935
5.883
4.656
13.291
1.769
1.719
5.494
5.109
(357)
(326)
(1.048)
(1.176)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(429)
(459)
Dividendi
(161)
(217)
(135)
(371)
(109)
1.503
3.420
4.420
8.315
Altre variazioni
(107)
(2.479)
(527)
(2.531)
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(140)
(836)
1.154
(4.676)
(132)
1.743
1.587
2.431
(2.143)
(227)
(1.849)
4.443
Interessi attivi
Interessi passivi
Imposte sul reddito
– rimanenze
(1.025)
(1.658)
1.038
(4.731)
– crediti commerciali
(615)
(1.170)
5.428
(1.317)
– debiti commerciali
1.393
(7.680)
– fondi per rischi e oneri
1.211
(156)
1.319
– altre attività e passività
(612)
2.524
(695)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
1.682
Interessi incassati
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
Flusso di cassa netto da attività operativa
(239)
(241)
(747)
(688)
(1.378)
(2.218)
(4.767)
(5.882)
3.519
5.586
10.944
12.867
(3.263)
Flusso di cassa degli investimenti
(2.438)
(3.160)
(8.716)
(7.469)
(2.487)
– attività materiali
(1.806)
(2.031)
(6.357)
(5.103)
(189)
(104)
(1.061)
– attività immateriali
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
(192)
(628)
(893)
(451)
(255)
(1.242)
(202)
(1.352)
(231)
1.031
2.040
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
(723)
– attività materiali
– attività immateriali
(3.253)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(294)
1.021
1.376
(1.805)
(2.423)
(6.837)
(4.053)
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
II Trim.
III Trim.
(€ milioni)
2.048
(357)
(228)
(124)
(744)
Assunzione di debiti finanziari non correnti
Rimborsi di debiti finanziari non correnti
Rimborso di passività per beni in leasing
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
Dividendi pagati ad azionisti Eni
Dividendi pagati ad altri azionisti
Apporti netti di capitale da azionisti terzi
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
Acquisto di azioni proprie
Altri apporti
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(406)
(2.374)
(195)
(623)
(790)
(211)
(1.186)
(751)
4.971
(2.883)
(670)
(2.736)
(2.299)
(1.013)
(4.740)
(3.788)
(767)
1.673
(2.271)
(1.176)
(3.598)
(981)
(2.673)
(5.735)
(1.844)
11.417
10.933
(608)
10.181
3.231
8.265
9.573
11.496
9.573
11.496
2022 var %
1.501
1.770
1.213
1.490
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
11.417
(607)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
1.271
10.146
Nove mesi
Investimenti tecnici
II Trim.
III Trim.
2.159
(€ milioni)
Exploration & Production
di cui: – acquisto di riserve proved e unproved
1.949
– ricerca esplorativa
– sviluppo di idrocarburi
– progetti CCUS e agro-biofeedstock
Nove mesi
5.479
4.321
var %
4.724
3.534
Global Gas & LNG Portfolio
Enilive, Refining e Chimica
– Enilive e Refining
– Chimica
Plenitude & Power
– Plenitude
– Power
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
1.873
2.099
6.549
5.292
2.557
Investimenti tecnici ???
(a ) I cos ti ca pi ta l i zza ti per l ’a cqui s to di i mpi a nti e ma cchi na ri i cui forni tori ha nno conces s o di l a zi oni di pa ga mento che ha nno comporta to l a cl a s s i fi ca zi one del debi to come fi na nzi a ri o s ono ri l eva ti
nel l e a l tre va ri a zi oni del rendi conto fi na nzi a ri o ri cl a s s i fi ca to e non s ono ri porta ti nel l a ta bel l a (€672 mi l i oni e €39 mi l i oni nei nove mes i 2023 e 2022, ri s petti va mente, €483 mi l i oni e €21 mi l i oni nel
terzo tri mes tre 2023 e 2022, ri s petti va mente, €104 mi l i oni nel s econdo tri mes tre 2023).
Nei nove mesi 2023 gli investimenti di €6.549 milioni (€5.292 milioni nei nove mesi 2022) evidenziano un
aumento del 24% e hanno riguardato principalmente:
– lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€4.724 milioni) in particolare in Costa d’Avorio, Congo, Egitto,
Italia, Emirati Arabi Uniti, Algeria e Stati Uniti;
– l’attività di raffinazione bio e tradizionale in Italia e all’estero e l’attività di biometano (€379 milioni)
finalizzati essenzialmente ad attività di sviluppo, di asset integrity e stay-in-business, nonché agli interventi
in materia di salute, sicurezza e ambiente; nel marketing (€64 milioni) interventi per obblighi di legge e
stay-in-business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d’Europa;
? Plenitude (€383 milioni) relativa principalmente allo sviluppo del business delle rinnovabili, acquisizione
di nuovi clienti e attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici.
Exploration & Production
PRODUZIONE DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA
III Trim.
II Trim.
Italia
Resto d’Europa
(mgl di boe/giorno)
Nove mesi
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
1.635
1.578
1.637
1.608
1.616
Australia e Oceania
Produzione di idrocarburi ??????
– di cui società in Joint Venture e collegate
Produzione venduta ???
(mln di boe)
PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA
II Trim.
III Trim.
Italia
Nove mesi
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
(mgl di barili/giorno)
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di petrolio e condensati
– di cui società in Joint Venture e collegate
PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
II Trim.
Italia
(mln di metri cubi/giorno)
III Trim.
Nove mesi
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di gas naturale
– di cui società in Joint Venture e collegate
(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
(b) Comprende la produzione di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (119 e 121 mila boe/giorno nel terzo trimestre 2023 e 2022, rispettivamente, 125 e 118 mila boe/giorno nel nove mesi 2023 e 2022,
rispettivamente e 130 mila boe/giorno nel secondo trimestre 2023).