(AGENPARL) – ven 28 luglio 2023 Sede legale,
Piazzale Enrico Mattei, 1
00144 Roma
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San Donato Milanese
28 luglio 2023
Eni: risultati del secondo trimestre e del semestre 2023
Principali dati quantitativi ed economico-finanziari
I Trim.
81,27
1,073
1.656
Brent dated
$/barile
Cambio medio EUR/USD
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/mgl mc
Standard Eni Refining Margin (SERM)
$/barile
Produzione di idrocarburi
mgl di boe/g
Utile (perdita) operativo adjusted ⁽ᵃ⁾
78,39
1,089
II Trim.
113,78
1,065
var %
79,83
1,081
I Sem.
107,59
1,093
var %
1.032
1.037
1.611
1.586
1.633
1.623
€ milioni
2.789
2.066
4.867
4.855
9.248
1.372
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
1.087
2.459
1.104
1.013
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
Plenitude & Power
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(256)
4.641
(471)
3.381
5.841
8.022
11.032
4.981
Proventi (oneri) da partecipazioni e finanziari
Utile (perdita) ante imposte adjusted
3.673
6.223
8.654
11.455
2.907
Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾
1.935
3.808
4.842
7.078
2.682
7.398
per azione – diluito (€)
2.388
Utile (perdita) netto ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾
3.815
per azione – diluito (€)
5.291
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾
4.232
5.191
9.523
10.797
2.982
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.443
4.183
7.425
7.281
2.214
Investimenti (tecnici e in partecipazioni) netti ⁽ᶜ⁾
2.597
1.822
4.811
3.439
7.796
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
55.553
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
8.215
7.872
8.215
7.872
55.528
52.012
55.528
52.012
(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 sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati consolidati del
secondo trimestre e del primo semestre 2023 (non oggetto di audit). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha
commentato:
“Nel secondo trimestre 2023 Eni ha ottenuto eccellenti risultati operativi e finanziari in un contesto di mercato meno favorevole.
Sottolineiamo questa resilienza dopo che Eni, nel precedente e ben più positivo scenario, era stata in grado di coglierne al meglio
le opportunità. Oltre ad aver raggiunto traguardi finanziari positivi, Eni ha realizzato importanti progressi nella attuazione della
propria strategia in tutti i settori di attività. L’utile operativo adjusted del secondo trimestre, pari a €3,4 mld e che sale a €4,2
mld includendo il contributo delle JV/collegate, è stato trainato dai solidi risultati di una E&P in crescita e da un’altra eccellente
performance di GGP. Mentre lo scenario di mercato ha condizionato la raffinazione e la chimica, Sustainable Mobility e Plenitude
continuano a registrare crescita di utili e di capacità in linea con il piano e nonostante le volatili condizioni esterne. Il flusso di
cassa adjusted è stato rilevante, pari a €4,2 mld, ben superiore alle esigenze di finanziamento degli investimenti di €2,6 mld.
Nel primo semestre 2023, anche scontando il fabbisogno del capitale circolante, abbiamo ottenuto circa €3 mld di flusso di cassa
discrezionale, in grado di coprire quasi per intero l’esborso per il dividendo 2023. Le iniziative di trasformazione strategica che
stiamo implementando stanno portando benefici ai nostri risultati, e il 2023 ha registrato ulteriori significativi avanzamenti. Oltre
a espandere la nostra capacità di bioraffinazione con la JV di Chalmette negli Stati Uniti e all’acquisizione di Novamont nella
chimica verde, a giugno abbiamo annunciato l’acquisizione di Neptune Energy. Il portafoglio di Neptune, focalizzato sul gas,
complementare a livello geografico/operativo a quello Eni e a ridotto profilo di emissioni operative, rappresenta una eccezionale
combinazione rispetto ai nostri obiettivi di medio/lungo termine, e comporterà significativi benefici operativi e finanziari. Ciascuna
delle nostre iniziative strategiche contribuirà al conseguimento di quella forte progressione verso i risultati di cui ci siamo dati
obiettivo nel piano. Considerando l’andamento del primo semestre e il chiaro progresso dei nostri settori di attività, che porta a
un miglioramento nella previsione dei risultati ad anno intero, si confermano i solidi fondamentali sulla cui base corrispondere a
settembre la prima rata trimestrale del dividendo annuo di €0,94 per azione, aumentato rispetto all’esercizio precedente, nonché
proseguire il programma di riacquisto di azioni da €2,2 mld avviato a maggio.”
Highlight finanziari del secondo trimestre 2023
L’utile ante imposte adjusted del secondo trimestre 2023 pari a €3,7 mld nonostante registri una
flessione del 41%, rappresenta un risultato molto robusto considerata la contrazione del 30% del prezzo
del Brent e i prezzi del gas naturale e i margini di raffinazione in calo di oltre il 60%. In particolare,
l’utile operativo proforma adjusted che integra i margini operativi delle società all’equity risulta pari a
€4,2 mld rispetto a €7 mld del trimestre 2022. Questa performance riflette la resilienza degli utili di
E&P, comprensivi di una produzione in crescita, un risultato di GGP ancora molto solido, nonché i
contributi di Sustainable Mobility e Plenitude.
Nel secondo trimestre 2023 E&P ha conseguito l’utile operativo adjusted di €2,1 mld, condizionato
dall’indebolimento dei prezzi di realizzo e dal deconsolidamento delle attività in Angola che influenza la
comparabilità dei risultati rispetto al 2022. Includendo il contributo delle società all’equity, l’utile
operativo proforma del secondo trimestre 2023 ammonta a €2,8 mld, con una riduzione del 52%, e
risente di maggiori costi esplorativi. Il risultato del primo semestre 2023 è stato di €4,9 mld (rispetto ai
€9,3 mld del primo semestre 2022). La produzione del trimestre è aumentata del 2% rispetto al 2022.
GGP ha registrato l’utile operativo adjusted di €1,1 mld nel secondo trimestre 2023, rispetto al
sostanziale pareggio dello stesso periodo dell’anno precedente, che comporta un ottimo risultato
progressivo di €2,5 mld nel primo semestre. Il risultato del secondo trimestre è stato trainato
principalmente dai connaturati benefici derivanti da meccanismi contrattuali di aggiornamento,
rinegoziazioni e accordi relativi a periodi precedenti che sono tipici del settore di attività. Inoltre, in un
mercato ancora caratterizzato da moderate volatilità e opportunità di arbitraggio, la continua
ottimizzazione degli asset e l’attività di trading hanno contribuito alla performance del trimestre.
Eni Sustainable Mobility, operativa dal 1° gennaio 2023, ha conseguito l’utile operativo adjusted di €0,20
mld, in leggera variazione rispetto al secondo trimestre 2022 (€0,34 mld nel primo semestre 2023,
+38%).
Il business Refining ha registrato una perdita operativa adjusted di €0,05 mld nel secondo trimestre
2023 rispetto all’utile di €0,76 mld nello stesso trimestre 2022 (un utile operativo di €0,08 mld nel primo
semestre 2023), influenzata dal ridimensionamento dello scenario con un SERM in calo a 6,6 $/bbl (da
17,2 $/bbl nel secondo trimestre 2022). Il risultato ha risentito dell’andamento di alcune variabili di
scenario non integralmente catturate dal SERM, quali la minore esposizione ai costi energetici indicizzati
al prezzo del gas naturale, i differenziali dei greggi, nonché attività di manutenzione presso alcune
importanti unità di conversione.
Il settore Plenitude & Power ha conseguito solidi risultati con un utile operativo adjusted di €0,17 mld
(+18% rispetto al secondo trimestre 2022; €0,35 mld nel primo semestre, +8% rispetto al periodo di
confronto) sostenuto dal positivo andamento dell’attività retail, dalla crescita della capacità rinnovabile
e della produzione di energia rinnovabile e dalle ottimizzazioni nel business della generazione
termoelettrica. Plenitude ha conseguito l’EBITDA proforma adjusted di €0,47 mld nel primo semestre
2023, proporzionalmente più elevato rispetto alla previsione annuale di oltre €0,7 mld, riflettendo in
parte la stagionalità del business.
Versalis ha risentito dell’eccezionale rallentamento della domanda in tutti i segmenti di mercato e della
continua pressione competitiva dai flussi d’importazione, determinando una perdita di €0,07 mld nel
secondo trimestre 2023 (perdita di €0,18 mld nel primo semestre 2023).
L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni del secondo trimestre 2023 è stato di €1,94 mld,
condizionato dal più debole scenario, ma con un significativo effetto compensativo dato dalla prestazione
industriale. Il tax rate adjusted del Gruppo, che non include contributi straordinari nazionali, è stato
inferiore al 50% nonostante l’impatto dell’imposta sugli utili del settore energetico nel Regno Unito “UK
Energy Profit Levy”. Nel primo semestre 2023, l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è
stato di €4,84 mld.
Nel secondo trimestre 2023, il flusso di cassa da attività operativa adjusted ante working capital al costo
di rimpiazzo di €4,2 mld ha ampiamente finanziato gli esborsi per gli investimenti organici (€2,6 mld) e
i dividendi (€0,7 mld). Nel primo semestre 2023, il flusso di cassa adjusted è stato pari a €9,5 mld,
generando un free cash flow organico pari a €3 mld.
Le attività di portafoglio di circa €1,2 mld hanno riguardato il pagamento della prima tranche del prezzo
dell’acquisizione della bio-raffineria St. Bernard di Chalmette, asset a gas in Algeria e asset del business
delle rinnovabili. Nel primo semestre il pagamento dei dividendi è stato di €1,5 mld e l’acquisto di azioni
proprie di €0,4 mld.
Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato la distribuzione della prima delle quattro tranche
(per un totale di €0,94 di dividendo annuo) del dividendo per l’esercizio 2023 di €0,24 per azione in
circolazione alla data di stacco cedola del 18 settembre 2023, con data di pagamento 20 settembre
2023, come deliberato dall’Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023.
L’indebitamento finanziario netto ex-IFRS 16 al 30 giugno 2023 è pari a €8,2 mld; il leverage è pari a
0,15 (0,13 al 31 dicembre 2022).
A seguito dell’autorizzazione dell’Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023, relativa ad un nuovo
programma di acquisto di azioni proprie per un esborso di €2,2 mld fino a un massimo di €3,5 mld
nell’anno, è stato avviato a fine maggio il programma di buyback 2023. Alla data del 21 luglio 2023
sono state acquistate 45 mln di azioni per un esborso di €588 mln.
Principali sviluppi di business
Acquisizione di Neptune Energy
Eni e la sua collegata VÃ¥r Energi ASA hanno firmato un accordo per l’acquisizione di Neptune, società
indipendente leader nell’esplorazione e produzione di gas a livello globale, con attività focalizzate sul
gas a contenute emissioni, nonchè diversi progetti nella cattura della CO2. Eni acquisirà un portafoglio
di attività che presenta una forte complementarità a livello operativo e strategico con il proprio,
rafforzando la presenza in aree geografiche chiave, come Regno Unito, Algeria, Indonesia e Australia.
VÃ¥r consoliderà la sua posizione in Norvegia. L’operazione, del valore di $4,9 mld, di cui $2,6 mld
acquisiti da Eni e $2,3 mld da Vår, incrementerà il plateau di produzione di Eni di oltre 100 mila boe/g,
includendo la quota Eni in VÃ¥r, con volumi a costo competitivo e a contenute emissioni che sosterranno
la strategia del Gruppo con l’obiettivo di incrementare la quota di produzione di gas naturale e di
accelerare la transizione, migliorando al contempo la sicurezza delle forniture energetiche all’Europa. Il
closing dell’operazione, i cui effetti economici sono retroattivi al 1° gennaio 2023, è previsto all’inizio
del 2024, subordinatamente alla finalizzazione delle procedure antitrust e ad altre condizioni sospensive,
e sarà immediatamente accrescitiva degli utili e del flusso di cassa di Eni, grazie anche alle sinergie
previste di almeno $0,5 mld.
Exploration & Production
Nel primo semestre 2023, il portafoglio riserve è stato incrementato di circa 360 mln di boe di nuove
risorse, grazie soprattutto alle scoperte nell’offshore di Egitto, Congo e Messico.
In aprile, la FPSO Firenze è salpata da Dubai per raggiungere il giacimento di Baleine in Costa d’Avorio.
La FPSO, che al momento dell’ormeggio sarà ribattezzata Baleine, è stata ristrutturata e potenziata per
aumentare la sua capacità di lavorazione fino a 15.000 bl/g di olio e circa 25 mmcf/g di gas associato.
A giugno, Eni ha firmato con Perenco l’accordo per la vendita della partecipazione in diversi permessi in
Congo. Il corrispettivo della transazione è di circa $300 mln. Il closing è soggetto all’autorizzazione delle
autorità locali e regolatorie competenti.
A luglio, Eni ha acquisito gli asset in produzione e sviluppo di Chevron nell’offshore dell’Indonesia.
L’operazione consentirà a Eni di accelerare lo sviluppo dei progetti in corso nell’area e l’integrazione con
gli asset di Neptune Energy. Questa acquisizione è in linea con la strategia di transizione energetica di
Eni, per aumentare la quota di produzione di gas naturale al 60% entro il 2030. La chiusura della
transazione è soggetta alle approvazioni governative e regolatorie.
Global Gas & LNG Portfolio
In aprile Eni e SPP, il principale fornitore di energia della Slovacchia, hanno firmato un accordo di
cooperazione commerciale nel settore del gas e del GNL relativo a possibili iniziative nel trading e nella
gestione delle capacità di rigassificazione e trasporto per garantire e rafforzare la fornitura di gas
naturale alla Repubblica Slovacca.
In aprile Eni ha inaugurato il progetto Congo LNG, il primo progetto di liquefazione del gas naturale del
Paese e una delle principali iniziative di Eni per la diversificazione delle forniture. Lo start-up del progetto
è atteso prima della fine dell’anno ed è previsto raggiungere una capacità produttiva complessiva di GNL
di 3 mln di tonnellate all’anno (circa 4,5 mld di metri cubi all’anno) a partire dal 2025.
A maggio Eni ha consegnato il primo carico di GNL proveniente dall’impianto di liquefazione egiziano di
Damietta nel nuovo terminale di rigassificazione di Snam a Piombino, Toscana. A luglio è avvenuta la
consegna del primo carico proveniente dall’impianto di Betihoua in Algeria.
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
A giugno, Eni Sustainable Mobility Spa e PBF Energy Inc. (PBF) hanno finalizzato la joint venture
paritetica in St. Bernard Renewables LLC (SBR), una bioraffineria operativa co-locata con la Raffineria
di Chalmette di PBF in Louisiana (USA). La bioraffineria è entrata in esercizio con una capacità di
lavorazione di circa 1,1 mln di tonnellate/anno di materie prime, con capacità di pretrattamento
complete. Produrrà principalmente HVO Diesel utilizzando il processo Ecofining™ sviluppato da Eni in
collaborazione con Honeywell UOP.
In aprile, Versalis, che attualmente possiede una partecipazione del 36% in Novamont, ha perfezionato
un accordo per l’acquisto del rimanente 64% nelle mani dell’altro azionista Mater-Bi. Il closing
dell’operazione è soggetto alle consuete condizioni sospensive.
A maggio, Kenya Airways ha effettuato il suo primo volo con il SAF (Sustainable Aviation Fuel) di Eni
Sustainable Mobility. Il carburante convenzionale JetA1 è miscelato con Eni Biojet prodotto dalla
raffineria di Livorno attraverso la distillazione delle bio-componenti prodotte nella bioraffineria di Gela.
Plenitude & Power
A maggio la Commissione Europea e Cassa Depositi e Prestiti hanno assegnato a Be Charge oltre €100
mln per la realizzazione, entro il 2025, di una rete di oltre 2.000 punti di ricarica “ultraveloci”, con una
potenza minima di 150 kW, lungo le principali direttrici di trasporto europee di otto paesi.
A giugno Plenitude, attraverso la sua controllata Be Charge, ha definito un accordo con Ikea per
l’installazione di 250 stazioni di ricarica di ultima generazione all’interno delle aree di parcheggio dei
negozi e dei centri commerciali Ikea in tutto il territorio nazionale.
A giugno è entrato in funzione il primo impianto di batterie di dimensioni utility-scale di Plenitude,
realizzato ad Assemini (Cagliari). L’impianto, con una capacità installata di 15 MW e una capacità di
accumulo di energia di 9 MWh, è stato realizzato con moduli di batteria basati sulla tecnologia del litio
ferro fosfato (LFP).
A giugno Eni e KazMunayGas (KMG) hanno annunciato un progetto congiunto per una centrale ibrida
rinnovabili-gas da 250 MW a Zhanaozen, nella regione di Mangystau. Il progetto, il primo del suo genere
nel Paese, comprende una centrale solare, una centrale eolica e una centrale a gas per la produzione e
la fornitura di energia elettrica stabile e a basse emissioni di carbonio alle filiali di KMG nella zona.
A giugno Eni Plenitude SpA SB ha finalizzato l’acquisizione da Helios UK (Spain) Ltd di un portafoglio di
due impianti fotovoltaici con una capacità totale di 96,4 MWp nella regione spagnola di Albacete.
A luglio GreenIT, JV di Plenitude e CDP Equity, ha firmato un accordo con Hive Energy Limited e
SunLeonard Energy Limited per sostenere lo sviluppo di quattro progetti fotovoltaici con una capacità
totale fino a 200 MW. I nuovi siti saranno sviluppati in Puglia, Sicilia e Lazio sfruttando la tecnologia
agrivoltaica, installando strutture sopraelevate.
Decarbonizzazione e Sostenibilità
A maggio, Eni ha firmato un Memorandum di intenti con il Governo della Repubblica di Guinea Bissau
per esplorare potenziali aree di collaborazione nell’esplorazione, nelle soluzioni climatiche basate sulla
natura e sulla tecnologia, nell’agricoltura, nella sostenibilità e nella salute. Altre aree di collaborazione
includono la valutazione del potenziale esplorativo dell’area offshore del Paese.
A maggio, Eni ha firmato un Memorandum d’intesa con Sonangol per valutare possibili iniziative
congiunte nei settori della transizione energetica, incluse le filiere agroindustriali per la produzione di
carburanti a basso contenuto di carbonio e la valorizzazione delle biomasse per applicazioni
agroindustriali e materiali critici.
A giugno, Eni ha firmato un Memorandum d’intesa con la Libia per valutare opportunità di riduzione
delle emissioni di gas serra e di sviluppo dell’energia sostenibile nel Paese. Secondo i termini del
memorandum, Eni lavorerà alla riduzione delle emissioni di CO2 attraverso la riduzione del gas flaring
di routine, delle emissioni fuggitive e del venting, oltre a possibili progetti per la riduzione delle emissioni
dei settori “hard-to-abate”.
Outlook 2023
Il Gruppo ha definito le seguenti previsioni operative e finanziarie riviste per l’esercizio 2023:
E&P: produzione di idrocarburi confermata la guidance di 1,63-1,67 mln di boe/g per il 2023 allo scenario
Eni di 80 $/barile. Nel terzo trimestre 2023 la produzione è prevista a circa 1,63 mln di boe/g.
E&P: confermato l’obiettivo esplorativo di 700 mln di boe di nuove risorse.
GGP: rivista al rialzo la guidance sull’EBIT adjusted nell’intervallo €2,7 mld – €3,0 mld nell’anno, rispetto
alla previsione di €2 mld – €2,2 mld.
Plenitude & Power: EBITDA proforma adjusted di Plenitude rivisto al rialzo a circa €0,8 mld rispetto alla
precedente guidance superiore a €0,7 mld.
Sustainable Mobility, Refining e Chimica: EBITDA proforma adjusted di Sustainable Mobility confermato
a oltre €0,9 mld. EBIT proforma adjusted del downstream atteso a €0,8 mld, in calo rispetto a €1 mld €1,1 mld, per effetto delle condizioni di mercato non catturate dal margine di riferimento SERM.
Risultati consolidati: confermato l’EBIT adjusted a €12 mld nonostante il peggioramento dello scenario 1,
con un aumento della prestazione industriale di circa €2 mld. Alle assunzioni peggiorative di scenario, il
flusso di cassa 2 è atteso nell’intervallo €15,5 mld – €16 mld, riflettendo analogamente il miglioramento
della prestazione industriale.
Investimenti di Gruppo: attesi inferiori a €9 mld, in riduzione rispetto alla precedente previsione di €9,2
mld e a quella iniziale di €9,5 mld, 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 è stato approvato dall’Assemblea
degli Azionisti del 10 maggio 2023. La prima tranche trimestrale di €0,24 per azione sarà messa in
pagamento il 20 settembre 2023 3. 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.
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 (si veda il
nostro disclaimer a pagina 18).
1 Lo scenario aggiornato 2023 è: Brent 80 $/bbl (da 85 $/bbl); margine SERM invariato a 8 $/bbl; prezzo spot del gas PSV 484 €/Kmc
(da 529 €/Kmc); tasso di cambio medio EUR/USD 1,08 (invariato).
2 Prima della variazione del capitale circolante.
3 Data stacco: 18 settembre 2023; data registrazione: 19 settembre 2023.
Analisi per segmento di business
Exploration & Production
Produzione e prezzi
I Trim.
1.656
72,86
57,24
Produzioni
Petrolio
Gas naturale
Idrocarburi
Prezzi medi di realizzo ⁽ᵃ⁾
Petrolio
Gas naturale
Idrocarburi
mgl di barili/g
mln di metri cubi/g
mgl di boe/g
$/barile
$/mgl di metri cubi
$/boe
II Trim.
var %
I Sem.
var %
1.611
1.586
1.633
1.623
69,72
53,31
104,93
74,32
71,25
55,25
99,63
72,68
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel secondo trimestre 2023, la produzione di idrocarburi è stata in media di 1,61 mln di boe/g
(1,63 mln di boe/g nel primo semestre 2023), in aumento del 2% rispetto al secondo trimestre 22
(+1% rispetto al primo semestre 22). La produzione è stata sostenuta dal ramp-up in Mozambico
e Messico, dalla maggiore attività in Algeria, che beneficia anche delle acquisizioni, in Kazakhstan
a causa di eventi non pianificati verificatisi nello stesso periodo del 2022, nonché in Indonesia e
Iraq. Questi aumenti sono stati compensati dalle attività di manutenzione programmata, in
particolare in Libia, e dalla minore produzione dovuta al declino dei campi maturi. Nel confronto
sequenziale, i fattori stagionali hanno pesato maggiormente, determinando un calo del 3%.
La produzione di petrolio è stata di 757 mila barili/g nel secondo trimestre del ’23 (769 mila
barili/g nel primo semestre ’23), con un aumento del 2% rispetto al secondo trimestre del ’22
(+1% rispetto al primo semestre ’22). La crescita della produzione in Messico, Kazakhstan e Iraq
è stata compensata dalle fermate programmate e dal declino dei campi maturi.
La produzione di gas naturale è stata di 127 mln di metri cubi/g nel secondo trimestre del ’23
(129 mln di metri cubi/g nel primo semestre del ’23), con un aumento dell’1% rispetto al secondo
trimestre del ’22 (invariato rispetto al primo semestre del ’22). La crescita della produzione in
Algeria, Mozambico, a seguito del ramp-up del progetto Coral Floating LNG e Indonesia, è stata
compensata da fermate programmate e dal declino dei campi maturi.
Risultati
I Trim.
2.702
2.789
3.059
(1.537)
1.522
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: – VÃ¥r 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
1.819
II Trim.
1.812
4.779
2.066
4.867
2.332
5.360
(1.326)
(2.132)
1.006
3.228
(€ milioni)
– radiazione di pozzi di insuccesso
Investimenti tecnici
2.159
1.480
var %
I Sem.
4.514
9.123
4.855
9.248
(129)
(115)
5.391
10.017
(2.863)
(3.869)
2.528
6.148
3.978
2.551
var %
Nel secondo trimestre 2023, il settore Exploration & Production ha registrato un utile operativo
adjusted di €2.066 mln, in calo del 58% rispetto al secondo trimestre del 2022 a causa: (i) del
calo dei prezzi del petrolio in dollari (marker Brent -31% 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’apprezzamento del tasso di cambio USD/EUR (+2%) ha in
parte attenuato l’impatto della riduzione dei prezzi, mitigati anche da effetti positivi volume/mix e
da azioni di efficienza; (ii) del mancato contributo delle società operative angolane a seguito del
loro conferimento nella JV Azule, nel terzo trimestre 2022, i cui risultati sono riconosciuti al di
sotto dell’utile operativo. Nel primo semestre 2023 l’utile operativo adjusted è stato di €4.855 mln,
in calo del 48% rispetto al primo semestre del 2022, a causa degli stessi driver del secondo
trimestre.
L’utile operativo adjusted del settore E&P include i risultati del business CCUS e agro-biofeedstock:
una perdita di €12 mln nel secondo trimestre ’23 (una perdita di €30 mln nel primo semestre ’23).
Includendo il contributo delle società all’equity, l’utile operativo proforma del secondo trimestre 2023
ammonta a €2,8 mld, con una riduzione del 52%, e risente di maggiori costi esplorativi.
Nel secondo trimestre 2023, il settore ha registrato un utile netto adjusted di €1.006 mln, con un calo
di circa il 70% rispetto al secondo trimestre del 2022 a causa della più debole performance operativa
e dei minori proventi da partecipazioni, in particolare Vår Energi (€280 mln nel primo semestre in calo
di €175 mln rispetto allo stesso periodo del 2022). Il tax rate del secondo trimestre ’23 aumenta di 17
punti percentuali rispetto al periodo di confronto 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; 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
I Trim.
14,84
II Trim.
Prezzo spot del Gas Italia al
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
var %
1.032
1.011
11,15
13,38
I Sem.
var %
1.037
1.014
12,83
12,02
10,78
25,99
16,28
13,91
12,81
31,64
mld di metri cubi
(*) Include vendite intercompany.
Nel secondo trimestre del 2023 le vendite di gas naturale sono state pari a 11,15 mld di metri cubi,
in calo del 17% rispetto allo stesso periodo del 2022, principalmente a causa dei minori volumi di gas
commercializzati in Italia (-16%). Nei mercati europei i volumi di gas sono diminuiti del 22% per minori
vendite nella Penisola Iberica, in Turchia e in Germania. Nel primo semestre 2023 le vendite di gas
naturale sono state pari a 25,99 mld di metri cubi, in calo del 18% rispetto allo stesso periodo del 2022,
a causa dei minori volumi di gas commercializzati in Italia (-21% rispetto al periodo di confronto) in tutti
i segmenti e nei mercati europei (-16% rispetto al primo semestre ’22).
Risultati
I Trim.
II Trim.
(€ milioni)
var %
(1.083)
1.069
1.097
Utile (perdita) operativo
Esclusione special item
1.372
Utile (perdita) operativo adjusted
1.087
1.384
(385)
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: SeaCorridor
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
1.104
(296)
I Sem.
var %
1.645
(2.060)
2.977
2.459
2.488
(681)
1.807
(301)
Nel secondo trimestre 2023 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito un utile operativo
adjusted di €1.087 mln, in sostanziale aumento rispetto allo stesso periodo del 2022. Il risultato del
secondo trimestre è stato trainato principalmente dai connaturati benefici derivanti da meccanismi
contrattuali di aggiornamento, rinegoziazioni e accordi relativi a periodi precedenti che sono tipici del
settore di attività. Inoltre, in un mercato ancora caratterizzato da una moderata volatilità e opportunità
di arbitraggio, la continua ottimizzazione degli asset e l’attività di trading hanno contribuito alla
performance del trimestre.
Nel primo semestre ’23, l’utile operativo adjusted è stato di €2.459 mln, con un miglioramento di €1.542
mln rispetto allo stesso periodo del 2022.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di
gruppo.
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
Produzioni e vendite
I Trim.
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
var %
I Sem.
var %
$/barile
mln ton
13,40
13,48
mgl ton
mln ton
mln ton
mln ton
Nel secondo trimestre 2023 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin)
si è attestato in media a 6,6 $/barile, rispetto a 17,2 $/barile nel secondo trimestre 2022 (8,9 $/barile
nel primo semestre 2023, in leggero aumento rispetto a 8,2 $/barile registrati nel semestre 2022). I
margini di raffinazione registrano una significativa riduzione trainati da un forte crollo della domanda
per tutti i tipi di prodotti raffinati, in particolare per il gasolio che sconta il rallentamento dell’attività
industriale e l’ampia offerta. Il calcolo del SERM è stato inoltre impattato dalla riduzione del costo del
gas naturale, che tuttavia non si traduce in migliori margini.
Nel secondo trimestre 2023 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia,
pari a 4,09 mln di tonnellate, sono in calo del 12% rispetto al secondo trimestre 2022 per effetto dei
minori volumi lavorati presso la raffineria di Livorno a seguito di fermate programmate. Su base
semestrale le lavorazioni registrano un aumento del 2%. Nel resto del mondo, le lavorazioni sono in
calo del 6% nel secondo trimestre 2023 rispetto al periodo di confronto 2022, a seguito dei minori
volumi processati in Germania (in calo del 5% su base semestrale).
Nel secondo trimestre 2023 i volumi di lavorazione bio pari a 140 mila tonnellate registrano un
decremento del 3% rispetto all’analogo periodo del 2022: i maggiori volumi lavorati presso la
bioraffineria di Gela, a seguito della fermata nel 2022, sono stati più che compensati dalle minori
lavorazioni della bioraffineria di Venezia a seguito di fermate programmate. Nel primo semestre 2023, i
volumi di lavorazioni bio aumentano del 17% rispetto al periodo di confronto, beneficiando dei maggiori
volumi lavorati presso la bioraffineria di Gela.
Nel secondo trimestre 2023 le vendite rete in Italia pari a 1,32 mln di tonnellate sono in riduzione del
2% rispetto al periodo di confronto per effetto delle minori vendite di gasolio, a causa del calo dei
consumi, in parte compensate dai maggiori volumi venduti di benzina. Nel primo semestre 2023, le
vendite retail si attestano a 2,58 mln di tonnellate, in leggero aumento rispetto al primo semestre 2022).
Nel secondo trimestre 2023 le vendite extrarete in Italia pari a 1,65 mln di tonnellate sono in
aumento rispetto al secondo trimestre 2022 (+3%) a seguito dei maggiori volumi commercializzati di
jet fuel. Positiva la performance nel primo semestre con 3,08 mln di tonnellate nel primo semestre,
+5% rispetto al periodo di confronto.
Le vendite di prodotti petrolchimici nel secondo trimestre 2023 pari a 0,82 mln di tonnellate sono
in calo del 24% rispetto al periodo di confronto per effetto della minore domanda e della pressione
competitiva. Nel primo semestre 2023, le vendite ammontano a 1,58 mln di tonnellate, in riduzione del
28% rispetto al primo semestre 2022.
Nel secondo 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 secondo trimestre
2022, a seguito dei ridotti prezzi delle commodity.
Risultati
I Trim.
(270)
(109)
(€ milioni)
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted
– Sustainable Mobility
– 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
II Trim.
(305)
1.617
(625)
1.104
1.251
(319)
var %
I Sem.
(575)
2.279
(1.388)
1.013
(179)
1.202
(125)
(324)
var %
Nel secondo trimestre 2023, Sustainable Mobility ha conseguito l’utile operativo adjusted di €202
mln, in leggera variazione rispetto all’utile operativo adjusted proforma del secondo trimestre 2022, a
seguito della riesposizione dei periodi comparativi 2022 per considerare la costituzione della nuova unità
di business operativa dal 1° gennaio 2023. Nel semestre 2023, l’utile operativo adjusted è in aumento
del 38%.
Il business Refining ha conseguito una perdita operativa adjusted di €45 mln che si confronta con l’utile
operativo adjusted di €757 mln del secondo trimestre 2022 (utile di €80 mln nel primo semestre 2023
che si confronta con l’utile di €757 mln del primo semestre 2022). Il peggioramento del risultato riflette
margini di raffinazione sostanzialmente più deboli con il SERM in calo a 6,6 $/barile (rispetto a 17,2
$/barile del 2022), ridotti spread dei prodotti non catturati dal SERM, il restringimento dei differenziali
greggi leggeri-pesanti, nonché fermate programmate.
Nel secondo trimestre 2023, il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita
operativa adjusted di €70 mln (in riduzione di €195 mln rispetto al secondo 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. Nel primo semestre 2023, la perdita operativa adjusted è stata pari a €179 mln (utile
operativo adjusted di €10 mln nel primo semestre 2022) a seguito delle eccezionali avverse condizioni
di mercato.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di
gruppo.
Plenitude & Power
Produzioni e vendite
I Trim.
2,324
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
II Trim.
var %
I Sem.
var %
2,465
1,524
1,524
1.220
2,465
1.970
10,06
10,34
11,34
11,06
Le vendite retail e business di gas di 0,88 mld di metri cubi nel secondo trimestre 2023, in calo
dell’8% rispetto allo stesso periodo del 2022 riflettono principalmente minori consumi. Nel primo
semestre 2023, le vendite sono state pari a 3,79 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 4,19 TWh nel secondo
trimestre 2023 sono in diminuzione del 7% rispetto allo stesso periodo del 2022, per effetto
principalmente dei minori consumi.
Al 30 giugno 2023, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 2.5 GW, in aumento di circa 1
GW rispetto al 30 giugno 2022, principalmente grazie alle acquisizioni effettuate in Italia (Gruppo PLT),
in Spagna (Boreas e Helios), negli Stati Uniti (Kellam), allo sviluppo organico dei progetti di Brazoria
negli Stati Uniti, Cerillares in Spagna e in Kazakhstan con la prima tranche del progetto Shaulder, nonché
alla realizzazione del primo impianto di accumulo di energia in Italia, presso il sito di Assemini.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 980 GWh nel secondo trimestre
2023, in aumento di 318 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 giugno 2023 sono pari a 16,6 migliaia di unità,
raddoppiati rispetto al giugno 2022, in linea con il piano di potenziamento dell’infrastruttura di rete.
Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi sono state di 4,90 TWh nel secondo trimestre
2023, in calo del 13% rispetto al periodo di confronto a causa dei minori volumi commercializzati presso
il segmento dei clienti liberi e della borsa elettrica (10,06 TWh nel primo semestre 2023, in calo dell’11%
rispetto al semestre 2022, per gli stessi driver del trimestre).
Risultati
I Trim.
(308)
(€ 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
II Trim.
var %
1.019
(879)
I Sem.
(311)
(107)
var %
2.613
(2.288)
(102)
Nel secondo trimestre 2023 Plenitude ha conseguito l’utile operativo adjusted di €133 mln, in aumento
del 19% 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. Nel primo semestre 2023,
l’utile operativo adjusted si è attestato a €265 mln, in aumento del 6% rispetto al periodo di confronto
per gli stessi driver del trimestre.
Nel secondo trimestre 2023 il business Power di produzione di energia elettrica da impianti a gas ha
riportato l’utile operativo adjusted di €32 mln, in crescita di €4 mln (+14%) rispetto allo stesso periodo
del 2022, per effetto delle ottimizzazioni e dei minori costi del combustibile. Nel primo semestre 2023,
l’utile operativo adjusted di €86 mln rappresenta un miglioramento di €12 mln rispetto al primo semestre
2022.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di
gruppo.
Risultati di gruppo
I Trim.
27.185
II Trim.
(€ milioni)
Ricavi della gestione caratteristica
var %
var %
19.591
31.556
46.776
63.685
4.275
11.322
3.138
(1.351)
1.061
8.022
11.032
2.513
Utile (perdita) operativo
1.762
5.970
1.771
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.367
(638)
Utile (perdita) operativo adjusted
3.381
5.841
4.641
I Sem.
Dettaglio per settore di attività
2.789
Exploration & Production
2.066
4.867
4.855
9.248
1.372
1.087
2.459
1.104
1.013
(120)
(230)
(294)
(136)
(177)
3.381
(144)
3.673
(1.718)
1.955
1.935
5.841
(280)
6.223
(2.411)
3.812
3.808
3.815
8.022
(267)
8.654
(3.773)
4.881
4.842
2.682
11.032
(619)
1.042
11.455
(4.367)
7.088
7.078
7.398
1.460
1.935
(455)
3.808
1.724
4.842
(962)
7.078
(134)
4.641
(123)
4.981
(2.055)
2.926
2.907
2.388
2.907
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e altre attività
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
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel secondo trimestre 2023, il Gruppo ha conseguito l’utile operativo adjusted di €3.381 mln con una
riduzione del 42% rispetto al secondo trimestre 2022 dovuta principalmente al settore E&P (-58% a
€2.066 mln) per effetto del deconsolidamento delle società operative angolane conferite alla JV Azule
nel terzo trimestre del 2022 e dei minori prezzi di realizzo delle produzioni a causa della flessione dei
prezzi di riferimento del petrolio e del gas naturale. Il settore Sustainable Mobility e Refining (-84% a
€157 mln) sconta il calo dei margini di raffinazione. I risultati di Gruppo sono stati sostenuti dalla robusta
performance di GGP con un utile operativo adjusted di €1.087 mln (rispetto a un sostanziale breakeven
nello stesso periodo del 2022) trainato principalmente dai connaturati benefici derivanti da meccanismi
contrattuali di aggiornamento, rinegoziazioni e accordi relativi a periodi precedenti. I risultati sono stati
inoltre sostenuti dal trend dei business Plenitude e Power (+18%). Nel primo semestre, il gruppo ha
conseguito un utile operativo adjusted di €8.022 mln, in riduzione del 27% rispetto al primo semestre
2022, che riflette il minor contributo dei business E&P e Sustainable Mobility e Refining in parte
compensati dalla robusta performance del settore GGP e dai risultati positivi del settore Plenitude e
Power.
Nel secondo trimestre 2023 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è stato di
€1.935 mln in riduzione di €1.873 mln rispetto al secondo trimestre 2022 (-49%) per effetto del minor
utile operativo e dei risultati delle partecipate. Nel primo semestre il Gruppo ha conseguito un utile netto
adjusted di €4.842 mln, in riduzione del 32% rispetto al primo semestre 2022.
Tax rate consolidato: il tax rate consolidato adjusted pari al 47% è aumentato di 8 punti percentuali,
rispetto al secondo trimestre 2022, per effetto della windfall tax sugli utili delle società del settore
energia del Regno Unito, dello scenario sfavorevole, nonché dell’impatto di oneri non deducibili del
settore E&P, in parte compensati dalla maggiore incidenza dell’utile imponibile conseguito dalle
controllate Italiane. Nel primo semestre 2023, il tax rate si attesta al 44%, +6 punti percentuali.
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
I Trim.
2.407
II Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
2022 var. ass.
I Sem.
2022 var. ass.
3.819
(3.505)
2.721
7.408
(4.687)
1.990
1.211
3.161
2.765
(110)
(418)
(444)
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.171
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
(408)
– plusvalenze nette su cessioni di attività
1.302
– dividendi, interessi e imposte
1.769
2.731
(962)
3.071
5.185
(2.114)
(293)
Variazione del capitale di esercizio
1.587
(1.235)
2.822
1.294
(3.840)
5.134
Dividendi incassati da partecipate
1.340
1.035
(1.849)
(2.271)
(3.389)
(3.664)
(1.540)
Imposte pagate
(217)
Interessi (pagati) incassati
(138)
(209)
(355)
(434)
2.982
Flusso di cassa netto da attività operativa
4.443
4.183
7.425
7.281
Investimenti tecnici
(2.557)
(1.829)
(728)
(4.676)
(3.193)
(1.483)
(1.165)
(1.092)
(1.810)
(1.267)
(543)
(286)
(415)
(212)
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
(139)
(247)
(781)
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
1.276
1.567
(228)
(1.227)
3.028
(1.045)
(2.596)
(266)
(1.681)
(1.752)
4.163
3.981
1.670
(706)
(556)
(1.713)
(2.254)
(1.004)
2.134
(295)
1.727
1.428
(475)
(2.008)
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
1.271
(2.538)
3.809
1.236
2.668
(1.432)
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
4.232
5.191
(959)
9.523
10.797
(1.274)
(2.119)
(645)
5.291
II Trim.
I Trim.
(247)
(147)
(781)
(€ 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 ⁽ᵃ⁾
Flusso di cassa del capitale proprio
2022 var. ass.
I Sem.
1.727
(475)
2022 var. ass.
1.276
(228)
3.028
(266)
(1.752)
3.981
(556)
(192)
(1.227)
(147)
(199)
(2.008)
(422)
(1.713)
(2.254)
(147)
(295)
(273)
(1.681)
(770)
(134)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
Rimborsi lease liability
Accensioni del periodo e altre variazioni
(419)
(116)
(1.170)
(315)
(1.189)
(250)
1.115
(124)
(2.304)
(126)
(657)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
(307)
1.216
(1.523)
(964)
1.547
(2.511)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(a) Include gli investimenti per l’acquisto di immobili, impianti e macchinari da fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pagamento che hanno comportato la
classificazione del debito all’interno dei debiti finanziari (€104 milioni e €9 milioni nel secondo trimestre 2023 e nel secondo trimestre 2022, rispettivamente, €189 milioni e €18 milioni nel
primo semestre 2023 e nel primo semestre 2022, rispettivamente e €85 milioni nel primo trimestre 2023).
Il flusso di cassa netto da attività operativa del primo semestre 2023 è stato di €7.425 mln, include
€1.340 mln di dividendi distribuiti dalle partecipate, principalmente da Azule Energy e Vår Energi ed è stato
impattato dalla riduzione di circa €1 mld della manovra factoring rispetto all’ammontare ceduto a fine 2022.
Il flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo si ridetermina in €9.523
mln nel primo semestre 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 (per ulteriori dettagli si veda la sezione
“Special item” di seguito).
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:
I Trim.
2.982
1.247
4.879
5.291
II Trim.
4.443
4.183
(€ milioni)
Flusso di cassa netto da attività operativa
Variazione del capitale di esercizio
var. ass.
I Sem.
7.425
7.281
var. ass.
(1.587)
1.235
(2.822)
(1.294)
3.840
Esclusione derivati su commodity
(115)
1.384
Esclusione (utile) perdita di magazzino
(638)
(1.351)
1.960
3.245
4.665
(1.420)
8.124
10.260
(2.136)
1.399
4.232
5.191
(959)
9.523
10.797
(1.274)
Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo
Accantonamenti straordinari su crediti e altri oneri
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo
adjusted
(5.134)
I capex organici di €4,8 mld, in aumento del 40% rispetto al periodo di confronto per effetto del maggiore
spending nei progetti gas naturale/LNG 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.
Le acquisizioni al netto dei disinvestimenti ammontano a circa €1,2 mld principalmente riferiti
all’acquisizione degli asset di bp in Algeria, al pagamento della prima tranche del corrispettivo relativo
all’acquisizione della 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 €1,2 mld è dovuto al flusso di cassa netto da
attività operativa adjusted di circa €9,5 mld, ai fabbisogni di circolante (€1,7 mld), agli investimenti netti
di €4,8 mld, al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e all’acquisto di azioni proprie di €1,9 mld,
all’effetto netto di acquisizioni/disinvestimenti (€1,2 mld), ad altre attività d’investimento e altre variazioni
(€0,5 mld), nonché al pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€0,6 mld).
Stato patrimoniale riclassificato
30 Giu. 2023
(€ milioni)
31 Dic. 2022 Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
57.289
56.332
Diritto di utilizzo beni in leasing
4.233
4.446
(213)
Attività immateriali
5.499
5.525
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
1.397
1.786
(389)
14.287
13.294
2.062
1.978
(2.580)
(2.320)
(260)
82.187
81.041
1.146
6.074
7.709
(1.635)
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
Crediti commerciali
10.644
16.556
(5.912)
Debiti commerciali
(11.122)
(19.527)
8.405
(3.866)
(2.991)
(875)
(15.198)
(15.267)
Attività (passività) tributarie nette
Fondi per rischi e oneri
Altre attività (passività) d’esercizio
(13.113)
(13.204)
(783)
(786)
CAPITALE INVESTITO NETTO
68.469
67.207
1.262
Patrimonio netto degli azionisti Eni
55.107
54.759
Fondi per benefici ai dipendenti
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
Interessenze di terzi
55.528
55.230
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
8.215
7.026
1.189
Passività per beni leasing
4.726
4.951
(225)
– di cui working interest Eni
4.247
4.457
(210)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
12.941
11.977
COPERTURE
Patrimonio netto
– di cui working interest follower
68.469
67.207
1.262
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Gearing
Al 30 giugno 2023 il capitale immobilizzato (€82,2 mld) è aumentato di €1,1 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 dalle differenze
di cambio negative (il tasso di cambio di fine periodo EUR vs. USD è pari a 1,085, in crescita dell’1,7%
rispetto a 1,067 al 31 dicembre 2022, riducendo pertanto il book value delle attività denominate in dollari)
e dagli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni di periodo.
Il capitale di esercizio netto (-€13,11 mld) è sostanzialmente invariato rispetto al 31 dicembre 2022.
L’incremento del saldo tra crediti e debiti commerciali (circa +€2,5 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 (-€1,6 mld) e dalle maggiori passività tributarie nette (+€0,9 mld).
Il patrimonio netto (€55,5 mld) è sostanzialmente invariato rispetto al 31 dicembre 2022 per effetto
dell’utile netto del periodo (€2,7 mld), della variazione positiva della riserva cash flow hedge (€0,5 mld),
in parte compensati dalle differenze negative di cambio (circa €1 mld) che riflettono l’apprezzamento
dell’euro rispetto al dollaro nonché dai dividendi distribuiti agli azionisti (€1,5 mld) e del riacquisto di azioni
proprie (€0,4 mld).
L’indebitamento finanziario netto 4 ante lease liability al 30 giugno 2023 è pari a €8,2 mld, in aumento
di circa €1,2 mld rispetto al 31 dicembre 2022. Il leverage 5 – rapporto tra indebitamento finanziario netto
ante lease liabilities e patrimonio netto – si attesta a 0,15 al 30 giugno 2023 (0,13 al 31 dicembre 2022).
Special item
Gli special item dell’utile operativo sono rappresentati da oneri netti di €3.138 mln e €1.367 mln nel
primo semestre e nel secondo trimestre 2023 rispettivamente, con il seguente breakdown per settore:
• E&P: oneri netti di €341 mln nel primo semestre (€254 mln nel secondo trimestre 2023) relativi
principalmente a svalutazioni di asset (€209 mln e €208 mln rispettivamente nel primo semestre e nel
secondo trimestre) 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 (€61 mln e €43 mln nel primo semestre e nel secondo trimestre
rispettivamente), nonché agli accantonamenti per oneri ambientali (€36 mln e €19 mln nel primo
semestre e nel secondo trimestre rispettivamente);
• GGP: oneri netti di €1.645 mln nel semestre (€548 mln nel secondo trimestre) 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 €946 mln e €553 mln nel semestre e nel secondo trimestre rispettivamente). Le
rettifiche comprendono la riclassifica nell’utile operativo adjusted del saldo negativo di €8 mln nel
semestre (saldo positivo di €10 mln nel secondo trimestre 2023) relativo ai derivati attivati per la gestione
del rischio connesso all’esposizione dei margini commerciali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai
movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzione.
• Sustainable Mobility, Refining e Chimica: oneri netti di €289 mln nel semestre (€202 mln nel secondo
trimestre) relativi principalmente al write-off degli investimenti di mantenimento e asset integrity relativi
a CGU con flussi di cassa attesi negativi (€171 mln e €117 mln nel semestre e nel secondo trimestre
rispettivamente), oneri ambientali (€55 mln e €38 mln nel semestre e nel secondo trimestre
rispettivamente), accantonamenti a fondo rischi (€16 mln in entrambi i reporting period) nonché la
componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (onere di €37
mln e €6 mln nel semestre e nel secondo trimestre).
• Plenitude & Power: oneri netti per €662 mln nel semestre (€168 mln nel secondo 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 del semestre 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. Tra gli altri special item,
per effetto del D.L. n. 61/2023 si riconferma lo stanziamento del contributo straordinario ex lege n.
197/2022 già rilevato a bilancio 2022.
Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 28.
In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori
Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione indicatori alternativi di
performance alle pag. 19 e seguenti del presente comunicato stampa.
Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al secondo trimestre e al primo semestre 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. In linea con il comportamento degli altri operatori di mercato le informazioni
sono fornite nella sola vista consolidata. Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al secondo trimestre e primo semestre 2023 e ai relativi
comparative period (secondo trimestre e primo semestre 2022 e primo trimestre 2023). I flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le
informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 giugno 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 primo trimestre 2023 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2022 alla quale si rinvia.
La relazione finanziaria semestrale consolidata al 30 giugno 2023 redatta ai sensi dell’art. 154-ter del TUF soggetta a limited review sarà pubblicata nella prima
settimana d’agosto.
Criteri di redazione
A seguito della costituzione con decorrenza 1° gennaio 2023 della società controllata Eni Sustainable Mobility, che gestisce le bioraffinerie Eni e la vendita 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:
Sustainable Mobility “SM”; 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
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
– Sustainable Mobility
– 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
Sustainable Mobility, 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 secondo trimestre e primo semestre 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
(291)
GRUPPO
(305)
Effetto eliminazione
utili interni
Corporate e Altre
attività
1.812
Plenitude & Power
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
Exploration &
Production
II Trimestre 2023
Sustainable Mobility,
Refining e Chimica
(€ milioni)
1.762
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
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 ⁽ᵃ⁾
Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
1.367
3.381
(144)
3.673
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.935
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.460
1.935
(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
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾
Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
1.617
(625)
Corporate e Altre
attività
Plenitude & Power
1.019
(239)
1.069
4.867
5.360
(2.132)
1.104
1.251
(319)
3.228
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
(949)
(879)
GRUPPO
4.779 (1.083)
Effetto eliminazione
utili interni
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
Global Gas & LNG
Portfolio
Exploration &
Production
II Trimestre 2022
Sustainable Mobility,
Refining e Chimica
(€ milioni)
(123)
5.970
(638)
(115)
(136)
(120)
(230)
(360)
(283)
(102)
(136)
5.841
(280)
6.223
(2.411)
3.812
3.808
3.815
(455)
3.808
(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
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾
Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
(311)
(431)
GRUPPO
(575)
Effetto eliminazione
utili interni
Corporate e Altre
attività
4.514
Plenitude & Power
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
Exploration &
Production
I semestre 2023
Sustainable Mobility,
Refining e Chimica
(€ milioni)
4.275
4.855
(129)
5.391
(2.863)
1.645
2.459
2.488
(681)
(125)
(107)
(230)
(115)
(352)
2.528
1.807
(253)
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
1.384
1.000
3.138
8.022
(267)
8.654
(3.773)
4.881
4.842
2.682
1.724
4.842
(a) Escludono gli special item.
svalutazioni (riprese di valore) nette
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾
Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
(419)
(214)
11.322
(1.351)
9.248
(115)
10.017
(3.869)
2.874
2.977
(301)
6.148
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
(27) (2.357)
122 (2.288)
1.013
1.202
(324)
(102)
GRUPPO
Plenitude & Power
2.613
(1.388)
Esclusione special item:
oneri ambientali
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
2.279
Effetto eliminazione
utili interni
9.123 (2.060)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Corporate e Altre
attività
Utile (perdita) operativo
Global Gas & LNG
Portfolio
Exploration &
Production
I semestre 2022
Sustainable Mobility,
Refining e Chimica
(€ milioni)
1.061
11.032
(619)
1.042
11.455
(294)
(448)
(802)
(624)
(177)
(177)
(126)
(4.367)
7.088
7.078
7.398
(962)
7.078
(a) Escludono gli special item.
2.513
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
2.789
1.097
1.372
3.059
(1.537)
1.384
(385)
1.522
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
oneri per incentivazione all’esodo
Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾
(140)
plusvalenze nette su cessione di asset
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾
Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾
Utile (perdita) ante imposte adjusted
(308)
GRUPPO
(270)
Effetto eliminazione
utili interni
Corporate e Altre
attività
2.702
Plenitude & Power
Global Gas & LNG
Portfolio
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
Exploration &
Production
I trimestre 2023
Sustainable Mobility,
Refining e Chimica
(€ milioni)
1.247
(134)
(219)
(2.055)
(148)
2.926
1.771
4.641
(123)
4.981
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.907
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
2.388
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
2.907
(a) Escludono gli special item.
Analisi degli special item
I Trim.
II Trim.
1.247
1.771
I Sem.
Oneri ambientali
Svalutazioni (riprese di valore) nette
(€ milioni)
Plusvalenze nette su cessione di asset
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
(115)
1.384
Derivati su commodity
Differenze e derivati su cambi
Altro
1.000
1.367
3.138
1.061
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
(707)
(467)
1.460
Special item dell’utile (perdita) operativo
(729)
Oneri (proventi) su partecipazioni
(824)
di cui:
– plusvalenza SeaCorridor
(779)
Imposte sul reddito
Totale special item dell’utile (perdita) netto
(824)
(683)
1.724
Riconciliazione GAAP vs Non-GAAP del conto economico
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
I Sem.
Profit on
stock
II Trimestre
Risultati
adjusted
1.338
3.381
Utile operativo
4.275
3.108
8.022
(119)
(144)
Proventi/oneri finanziari
(243)
(267)
Proventi/oneri da partecipazioni
1.606
(707)
. VÃ¥r Energi
. Azule
. Adnoc R&T
Risultati
reported
1.762
(€ milioni)
(1.743)
1.460
Risultati
reported
(1.718) Imposte sul reddito
1.955
1.935
Utile netto
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
(2.917)
(173)
(683)
(3.773)
2.721
1.724
4.881
2.682
4.842
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
Risultati
adjusted
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
I Sem.
Profit on
stock
II Trimestre
Risultati
adjusted
(638)
5.841
Utile operativo
11.322
(1.351)
11.032
(205)
(280)
Proventi/oneri finanziari
(528)
(619)
Proventi/oneri da partecipazioni
1.509
(467)
1.042
. VÃ¥r Energi
. Adnoc R&T
(143)
Risultati
reported
5.970
(€ milioni)
(2.600)
(2.411)
3.819
(455)
3.812
3.815
Risultati
reported
3.808
(4.895)
(4.367)
Utile netto
7.408
(962)
7.088
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
7.398
Imposte sul reddito
7.078
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
I Trimestre 2023
Risultati
adjusted
1.770
4.641
(124)
(123)
1.192
(729)
. VÃ¥r Energi
. Azule
. Adnoc R&T
Risultati
reported
Utile operativo
2.513
Proventi/oneri finanziari
Proventi/oneri da partecipazioni
(€ milioni)
Imposte sul reddito
Utile netto
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
(1.174)
(102)
(779)
(2.055)
2.407
2.926
2.388
2.907
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
II Trim.
I Trim.
I Sem.
(€ milioni)
var %
var %
6.001
Exploration & Production
5.558
8.424
11.559
16.196
7.944
Global Gas & LNG Portfolio
3.744
9.427
11.688
22.837
11.163
16.633
24.620
29.685
2.680
3.748
7.724
9.967
13.457
5.044
(5.701)
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
Plenitude & Power
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
27.185
(4.049)
(7.142)
19.591
31.556
(9.750)
(15.860)
46.776
63.685
var %
var %
Costi operativi
I Trim.
II Trim.
21.976
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
I Sem.
15.131
23.403
37.107
46.882
(€ milioni)
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
1.540
1.548
15.829
24.146
38.707
48.595
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
22.878
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
I Trim.
II Trim.
1.552
(€ milioni)
Exploration & Production
Global Gas & LNG Portfolio
I Sem.
1.545
1.254
var %
var %
3.097
2.811
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
Plenitude & Power
3.725
3.390
4.114
3.565
4.249
3.612
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
1.873
1.545
1.911
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
2.203
1.658
1.943
Radiazioni
2.306
1.680
1.852
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
I semestre 2023
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni
Altri proventi (oneri) netti
Exploration &
Production
Sustainable
Global Gas &
Mobility, Refining
LNG Portfolio
e Chimica
Corporate e
altre attività
Gruppo
Plenitude &
Power
1.606
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 Giu. 2023
31 Dic. 2022
Var. ass.
28.737
26.917
1.820
– Debiti finanziari a breve termine
6.694
7.543
(849)
– Debiti finanziari a lungo termine
22.043
19.374
2.669
Disponibilità liquide ed equivalenti
(11.417)
(10.155)
(1.262)
(8.283)
(8.251)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(822)
(1.485)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
8.215
7.026
1.189
Passività per beni in leasing
4.726
4.951
(225)
– di cui working interest Eni
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
4.247
4.457
(210)
– di cui working interest follower
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
12.941
11.977
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
55.528
55.230
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 Giu. 2023
31 Dic. 2022
11.417
8.283
14.845
6.074
6.185
48.297
10.155
8.251
1.504
20.840
7.709
12.821
61.597
57.289
4.233
5.499
1.397
13.022
1.265
2.043
4.509
2.365
91.732
140.420
56.332
4.446
5.525
1.786
12.092
1.202
1.967
4.569
2.236
90.269
152.130
2.610
4.084
17.466
1.775
6.806
33.594
4.446
3.097
25.709
2.108
12.473
48.717
22.043
3.873
15.198
5.565
3.410
51.085
84.892
4.005
35.429
6.570
7.395
(974)
2.682
55.107
55.528
140.420
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
I Trim.
27.185
27.378
(21.976)
(108)
(794)
(1.852)
2.513
2.007
(2.181)
(124)
1.192
3.581
(1.174)
2.407
2.388
3.345,4
3.351,7
(€ 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
II Trim.
19.591
31.556
19.812
31.809
(15.131) (23.403)
(746)
(755)
(1.873)
(1.545)
I Sem.
46.776
63.685
47.190
64.303
(37.107) (46.882)
(165)
(1.540)
(1.548)
(774)
(3.725)
(3.390)
(330)
(113)
(389)
(175)
(103)
1.762
1.189
(1.371)
(119)
2.057
(1.743)
5.970
2.205
(2.288)
(205)
6.419
(2.600)
3.819
(135)
4.275
3.196
(3.552)
(243)
1.606
5.638
(2.917)
2.721
11.322
3.456
(3.805)
(528)
1.509
12.303
(4.895)
7.408
3.815
2.682
7.398
3.338,0
3.344,3
3.536,9
3.544,5
3.341,7
3.348,0
3.538,3
3.544,1
PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
II Trim.
I Sem.
3.819
2.721
7.408
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
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
(€ milioni)
Utile (perdita) netto del periodo
2.240
(431)
1.611
2.651
(994)
3.522
(641)
(2.735)
(207)
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo
2.346
(416)
1.709
Totale utile (perdita) complessivo del periodo
6.165
2.305
9.117
6.160
2.266
9.106
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
PROSPETTO 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
Acquisto azioni proprie
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2022
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2023
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Acquisto di azioni proprie
Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2023
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
9.117
(1.522)
(212)
44.519
7.493
52.012
51.917
55.230
2.305
(1.472)
(437)
55.528
55.107
RENDICONTO FINANZIARIO
(€ milioni)
2.407
Utile (perdita) netto
1.852
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti
(358)
(408)
(104)
1.174
I Sem.
II Trim.
I Trim.
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
3.819
2.721
7.408
1.873
1.545
3.725
3.390
(333)
(450)
(691)
(850)
Plusvalenze nette su cessioni di attività
(110)
(418)
(444)
Dividendi
(107)
(151)
(132)
(236)
1.743
2.600
2.917
4.895
(420)
1.587
(1.235)
1.294
(3.840)
(3.073)
Interessi attivi
Interessi passivi
Imposte sul reddito
(439)
Altre variazioni
(293)
Flusso di cassa del capitale di esercizio
1.597
– rimanenze
(2.092)
2.063
3.612
– crediti commerciali
2.431
4.554
6.043
(147)
(6.301)
– debiti commerciali
(2.143)
(3.383)
(8.444)
(645)
(148)
– fondi per rischi e oneri
– altre attività e passività
(281)
(1.540)
2.982
(3.015)
(2.064)
(524)
(121)
(180)
(1.779)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
Interessi incassati
(140)
(431)
1.772
1.340
(227)
(216)
(508)
(447)
(1.849)
(2.271)
(3.389)
(3.664)
4.443
4.183
7.425
7.281
Flusso di cassa degli investimenti
(3.263)
(1.539)
(6.278)
(4.309)
– attività materiali
(2.487)
(1.771)
(4.551)
(3.072)
(125)
(121)
(104)
(628)
(170)
(1.061)
(1.182)
(148)
(1.097)
(146)
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
Flusso di cassa netto da attività operativa
– attività immateriali
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
1.009
– attività materiali
– attività immateriali
– 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
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(1.045)
1.670
(3.253)
(2.200)
(5.032)
(1.630)
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
I Trim.
II Trim.
2.002
(152)
(247)
(1.989)
(765)
(€ milioni)
I Sem.
2.048
(357)
(228)
(124)
(744)
(406)
(2.817)
(266)
(1.490)
(195)
(4.591)
4.050
(509)
(475)
(2.113)
(1.509)
(406)
(1.142)
(3.694)
(556)
2.859
(1.520)
(195)
(3.062)
(1.206)
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
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
10.181
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
1.271
10.146
(2.538)
13.471
1.236
10.181
2.668
8.265
10.146
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
11.417
10.933
11.417
10.933
Investimenti tecnici
I Trim.
1.819
(€ milioni)
Exploration & Production
2022 var %
2.159
1.480
1.949
1.183
di cui: – acquisto di riserve proved e unproved
1.562
I Sem.
II Trim.
– ricerca esplorativa
– sviluppo di idrocarburi
– progetti CCUS e agro-biofeedstock
Global Gas & LNG Portfolio
3.978
var %
2.551
3.511
2.044
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
– Sustainable Mobility e Refining
– Chimica
Plenitude & Power
– Plenitude
– Power
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
2.557
1.829
4.676
3.193
2.119
Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾
(a ) Gl i i nves ti menti per l ’a cqui s to di i mmobi l i, i mpi a nti e ma cchi na ri da forni tori con i qua l i s ono s ta te negozi a te di l a zi oni dei termi ni 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 s ta ti ri l eva ti nel l e “Al tre va ri a zi oni ” del Rendi conto Fi na nzi a ri o (€104 mi l i oni e €9 mi l i oni nel s econdo tri mes tre 2023 e nel s econdo tri mes tre 2022, ri s petti va mente, €189
mi l i oni e €18 mi l i oni nel pri mo s emes tre 2023 e nel pri mo s emes tre 2022, ri s petti va mente, e €85 mi l i oni nel pri mo tri mes tre 2023).
Nel primo semestre 2023 gli investimenti di €4.676 mln evidenziano un aumento del 46% e hanno
riguardato principalmente:
– lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€3.511 mln) in particolare in Costa d’Avorio, Italia, Congo, Egitto,
Emirati Arabi Uniti, Stati Uniti ed Iraq;
– l’attività di raffinazione tradizionale in Italia e all’estero (€248 mln) finalizzati essenzialmente ad attività
di asset integrity e stay-in-business, nonché agli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; il
marketing (€37 mln) con interventi per obblighi di legge e stay-in-business della rete di distribuzione di
prodotti petroliferi in Italia e nel resto d’Europa;
‐ Plenitude (€259 mln) relativa principalmente allo sviluppo del business delle rinnovabili, acquisizione di
nuovi clienti e attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici.
Performance di sostenibilità
I Sem.
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)
Emissioni dirette di metano (Scope 1)
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine
Volumi totali di oil spill (>1 barile)
Acqua di formazione reiniettata
(milioni di tonnellate di COâ‚‚ eq.)
(migliaia di tonnellate di CHâ‚„)
(miliardi di Sm³)
(migliaia di barili)
I KPI sono calcolati sugli asset operati consolidati al 100%.
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) della forza lavoro pari a 0,38 è stabile
rispetto al primo semestre 2022.
Emissioni dirette di GHG (Scope 1) in leggera riduzione rispetto al primo semestre 2022 per effetto
principalmente della nuova configurazione dell’impianto di Porto Marghera, le attività di manutenzione
nella chimica e variazioni nell’area di consolidamento.
Emissioni dirette di metano (Scope 1) in leggera riduzione rispetto al primo semestre 2022.
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine stabili rispetto al primo semestre 2022 (0,5 mld di
metri cubi nei due reporting period).
Volumi totali di oil spill (>1 barile) in aumento rispetto al primo semestre 2022 a causa di una
perdita di olio combustibile completamente recuperato.