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Eni
Interim / Quarterly Report • Aug 4, 2023
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Interim / Quarterly Report
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Eni
Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno 2023
Siamo un'impresa dell'energia.
- Sosteniamo concretamente una transizione energetica socialmente equa, con l'obiettivo di preservare il nostro pianeta 13 15
- e promuovere l'accesso alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile per tutti. 7 12
- Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l'innovazione. Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze. 9
- Sulle pari dignità delle persone, riconoscendo la diversità come risorsa fondamentale per lo sviluppo dell'umanità. Sulla responsabilità, integrità e trasparenza del nostro agire. 5 10
- Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità che ci ospitano per creare valore condiviso duraturo. 17
Obiettivi globali per lo sviluppo sostenibile
L'agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite, presentata a settembre 2015, identifica i 17 Sustainable Development Goals (SDGs) che rappresentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferimento importante per la comunità internazionale e per Eni nel condurre le proprie attività nei Paesi in cui opera.
Stampato su carta Fedrigoni Arena
Eni SpA
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Capitale Sociale al 31 dicembre 2020: € 4.005.358.876,00 interamente versato
Registro delle Imprese di Roma, codice fiscale 00484960588
Eni
Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno 2023
Disclaimer
La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements), in particolare nella sezione "Evoluzione prevedibile della gestione", 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 ed esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell'esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l'evoluzione futura della domanda, dell'offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l'instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l'impatto delle regolamentazioni dell'industria degli idrocarburi, del settore dell'energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell'applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l'azione della concorrenza. Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse nell'area di consolidamento.
Per il Glossario si rinvia al sito internet eni.com.
Indice
1. RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE
| Highlights | 4 |
|---|---|
| 6 | |
| Exploration & Production | 8 |
| 10 | |
| 12 |
Commento ai risultati e altre informazioni
| 17 | |
|---|---|
| 37 | |
| 47 | |
| Altre informazioni | 48 |
15
2. BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
| Schemi di bilancio | 51 |
|---|---|
| Note al bilancio consolidato semestrale abbreviato | 57 |
| Attestazione del management | 92 |
| Relazione della Società di revisione | 93 |
3. ALLEGATI AL BILANCIO CONSOLIDATO
| Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 2023 | 97 |
|---|---|
| Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nel semestre | 135 |
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE
Highlights
PERFORMANCE FINANZIARIA
- Risultati solidi in uno scenario prezzo commodity in riduzione con il prezzo del Brent in calo del 26% e i prezzi del gas (PSV) inferiori del 52% rispetto al semestre 2022.
- Utile operativo adjusted di Gruppo: €8 miliardi nel primo semestre (-€3 miliardi rispetto al semestre 2022) grazie al contributo del settore GGP e alla forte resilienza allo scenario del settore E&P. In particolare:
- E&P, registra l'utile operativo adjusted di €4,9 miliardi, -48% rispetto al periodo di confronto, per effetto dei deboli prezzi di realizzo in dollari e del deconsolidamento delle attività angolane. Produzioni in leggera crescita, in linea con i piani aziendali;
- GGP ha conseguito un utile operativo adjusted di €2,5 miliardi (€0,9 miliardi nel semestre 2022) 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;
- Sustainable Mobility e Refining registra un utile operativo adjusted di €0,4 miliardi (circa €1 miliardo nel semestre 2022) che risente dell'andamento di alcune variabili di scenario e dei minori spread dei prodotti;
- Plenitude & Power ha conseguito un utile operativo adjusted di €0,4 miliardi, +8% rispetto al semestre 2022, 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;
- Chimica, negativamente impattata dall'eccezionale rallentamento della domanda in tutti i segmenti di mercato e dalla continua pressione competitiva dai flussi d'importazione, ha conseguito una perdita adjusted di €0,2 miliardi.
- Utile ante imposte adjusted: robusto a €8,7 miliardi, considerando il debole andamento dello scenario commodity. In particolare, l'utile operativo proforma adjusted che integra i margini operativi delle società all'equity risulta pari a €10,1 miliardi rispetto a €13,2 miliardi del semestre 2022.
- Utile netto adjusted: €4,8 miliardi, -32% rispetto al semestre 2022.
- Eccellente generazione di cassa adjusted (ante capitale circolante al costo di rimpiazzo): €9,5 miliardi. Dopo il finanziamento dei capex netti e dei fabbisogni del circolante (circa €6,5 miliardi), generato un free cash flow organico di €3 miliardi in grado di coprire quasi per intero l'esborso per il dividendo 2023.
- Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16: €8,2 miliardi. Leverage a 0,15, confermando il range obiettivo di 0,1-0,2 comunicato nel Capital Market Day.
- Distribuzione del dividendo: pagata a maggio la quarta rata del dividendo per l'esercizio 2022 dell'importo di €0,22 per azione.
- Approvata dal Consiglio di Amministrazione, la distribuzione agli azionisti della prima delle quattro tranche del dividendo 2023, di €0,24 (su una erogazione complessiva annuale pari a €0,94) per ciascuna azione in circolazione alla data di stacco cedola del 18 settembre 2023, con pagamento il 20 settembre 2023, in linea con quanto deliberato dall'Assemblea del 10 maggio 2023.
- Programma buy-back: in esecuzione dell'autorizzazione conferita dall'Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023, relativa al nuovo programma di acquisto di azioni proprie da realizzarsi entro aprile 2024, che prevede un esborso minimo di €2,2 miliardi, incrementabile fino a un massimo di €3,5 miliardi, dall'inizio del programma (fine maggio 2023) fino al 28 luglio, sono state acquistate 48 milioni di azioni al costo di €635 milioni.
PERFORMANCE OPERATIVA
- Produzione d'idrocarburi: 1,63 milioni di boe/giorno, in crescita dell'1% rispetto al primo semestre 2022. La produzione è stata sostenuta dai ramp-up in Mozambico e Messico, dalla maggiore attività in Algeria, che beneficia anche delle acquisizioni di periodo, in Kazakhstan, a seguito di eventi straordinari verificatesi nel semestre 2022, nonché in Indonesia e Iraq. Questi effetti sono stati parzialmente compensati dalle attività di manutenzione programmate, in particolare in Libia, e dal declino dei campi maturi.
- Nel primo semestre, aggiunte circa 360 milioni di boe di nuove risorse alla nostra reserve base grazie principalmente alle scoperte nell'offshore di Egitto, Congo e Messico.
- Al 30 giugno 2023, la capacità installata da fonti rinnovabili di Plenitude è pari a 2,5 GW, +12% rispetto al 31 dicembre 2022 (2,2 GW).
- Al 30 giugno 2023, installati 16,6 mila punti di ricarica per veicoli elettrici (di cui il 98% in Italia), raddoppiati rispetto al 30 giugno 2022 (8,5 mila unità) e in aumento di oltre 3,5 mila punti rispetto a fine 2022.
• Nel semestre volumi di lavorazione bio pari a 276 mila tonnellate, +17,4% rispetto al periodo di confronto. Maggiori volumi processati presso la bioraffineria di Gela, ferma per manutenzione nel primo semestre 2022, hanno più che compensato la riduzione presso la bioraffineria di Venezia per effetto della fermata programmata.
SVILUPPI DI BUSINESS
- A giugno, d'intesa con la collegata Vår Energi ASA, definito l'accordo per acquisire l'importante società indipendente di esplorazione e produzione d'idrocarburi Neptune, che possiede asset prevalentemente a gas naturale a ridotto profilo emissivo e diversi progetti di cattura di CO2.
- A giugno, finalizzata l'acquisizione, attraverso la joint venture paritetica Eni Sustainable Mobility e PBF Energy, della bioraffineria St. Bernard Renewables LLC (SBR) di Chalmette, in Louisiana (USA). La bioraffineria è entrata in esercizio con una capacità di lavorazione di circa 1,1 milioni di tonnellate/anno di materie prime.
- A luglio, acquisiti asset in produzione e sviluppo di Chevron nell'offshore dell'Indonesia. 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.
- Nel semestre firmati accordi con partner commerciali (i.e. Ikea) per l'installazione di colonnine di ricarica elettrica sul territorio nazionale.
- In linea con l'obiettivo di crescita nel business delle rinnovabili, Plenitude ha finalizzato acquisizioni di capacità da fonti rinnovabili in Italia e all'estero.
- Finalizzati accordi per la promozione dell'utilizzo dell'HVO (Hydrogenated Vegetable Oil) e del SAF (Sustainable Aviation Fuel).
INIZIATIVE DI SOSTENIBILITÀ E DECARBONIZZAZIONE
- Firmato un Memorandum of Intent (MoI) 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.
- Firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con Sonangol per la valutazione di possibili iniziative congiunte nelle aree della transizione energetica, tra cui le filiere agroindustriali per la produzione di combustibili a basse emissioni di carbonio, la valorizzazione delle biomasse residue e dell'ammoniaca verde per applicazioni agro-industriali, nonché dei minerali critici.
- Firmato un Memorandum of Understanding con la Libia per valutare possibili opportunità di riduzione delle emissioni di gas serra e sviluppare energia sostenibile nel Paese. Eni sarà impegnata nella riduzione delle emissioni di CO2 attraverso la riduzione del gas flaring di routine, delle emissioni fuggitive, nonché di possibili progetti per la riduzione delle emissioni dei settori hard-to-abate.
- Eni è stata inclusa per il secondo anno consecutivo nel Bloomberg Gender Equality Index 2023 che valuta le aziende per il loro impegno nel raggiungimento della parità di genere, analizzandone la performance in cinque ambiti: (i) Leadership & talent pipeline; (ii) Equal pay & gender pay parity; (iii) Inclusive culture; (iv) Anti-sexual harassment policies; (v) External brand.
- Per il secondo anno consecutivo, Eni è stata inclusa nella TOP 100 di Equileap, uno dei rating sulla parità di genere più importanti a livello globale, in quanto collegato a indici di stakeholder finanziari molto influenti (es.: Morningstar).
PERFORMANCE ESG
- TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) della forza lavoro è pari a 0,38, 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.
- Volumi totali di oil spill (>1 barile) in aumento rispetto al primo semestre 2022, a causa di una perdita di olio combustibile completamente recuperato.
- Acqua di formazione reiniettata upstream in aumento rispetto al primo semestre 2022 grazie all'aumento della percentuale di acqua reiniettata principalmente in Libia, a seguito di eventi di sabotaggio avvenuti nel semestre 2022.
| Primo Semestre | |||
|---|---|---|---|
| PRINCIPALI DATI ECONOMICI E FINANZIARI | 2023 | 2022 | |
| Ricavi della gestione caratteristica | (€ milioni) | 46.776 | 63.685 |
| Utile (perdita) operativo | 4.275 | 11.322 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted ⁽ᵃ⁾ | 8.022 | 11.032 | |
| Exploration & Production | 4.855 | 9.248 | |
| Global Gas & LNG Portfolio | 2.459 | 917 | |
| Sustainable Mobility, Refining e Chimica | 241 | 1.013 | |
| Plenitude & Power | 351 | 325 | |
| Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾ | 4.842 | 7.078 | |
| per azione ⁽ᶜ⁾ | (€) | 1,43 | 1,98 |
| per ADR ⁽ᶜ⁾⁽ᵈ⁾ | (\$) | 3,09 | 4,33 |
| Utile (perdita) netto ⁽ᵇ⁾ | 2.682 | 7.398 | |
| per azione ⁽ᶜ⁾ | (€) | 0,78 | 2,07 |
| per ADR ⁽ᶜ⁾⁽ᵈ⁾ | (\$) | 1,69 | 4,53 |
| Utile (perdita) complessivo ⁽ᵇ⁾ | (€ milioni) | 2.266 | 9.106 |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | (€ milioni) | 7.425 | 7.281 |
| Investimenti tecnici | 4.676 | 3.193 | |
| di cui: ricerca esplorativa | 366 | 285 | |
| sviluppo riserve di idrocarburi | 3.511 | 2.044 | |
| Totale attività a fine periodo | 140.420 | 163.377 | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 55.528 | 52.012 | |
| Indebitamento finanziario netto post IFRS 16 ⁽ᵃ⁾ | 12.941 | 12.777 | |
| Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 ⁽ᵃ⁾ | 8.215 | 7.872 | |
| Capitale investito netto | 68.469 | 64.789 | |
| di cui: Exploration & Production | 51.210 | 50.861 | |
| Global Gas & LNG Portfolio | 615 | (3.585) | |
| Sustainable Mobility, Refining e Chimica | 9.218 | 10.810 | |
| Plenitude & Power | 7.846 | 9.425 | |
| Leverage ante IFRS 16 | (%) | 15 | 15 |
| Leverage post IFRS 16 | 23 | 25 | |
| Gearing | 19 | 20 | |
| Coverage | 17,6 | 21,4 | |
| Current ratio | 1,4 | 1,2 | |
| Debt coverage | 57,4 | 57,0 | |
| Prezzo delle azioni a fine periodo | (€) | 13,18 | 11,33 |
| Numero medio ponderato di azioni in circolazione | (milioni) | 3.341,7 | 3.538,3 |
| Capitalizzazione di borsa ⁽ᵉ⁾ | (€ miliardi) | 44,5 | 40,5 |
(a) Misura di risultato Non‐GAAP.
(b) Di competenza azionisti Eni.
(c) Interamente diluito. Calcolato come rapporto tra l'utile netto/cash flow e il numero medio di azioni in circolazione nel periodo. L'ammontare in dollari è convertito sulla base
del cambio medio di periodo rilevato dalla Reuters (WMR).
(d) Un ADR rappresenta due azioni.
(e) Prodotto del numero delle azioni in circolazione per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo.
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| DIPENDENTI | 2023 | 2022 | ||
| Exploration & Production | (numero) | 8.771 | 9.336 | |
| Global Gas & LNG Portfolio | 683 | 858 | ||
| Sustainable Mobility, Refining e Chimica | 13.330 | 13.086 | ||
| Plenitude & Power | 2.900 | 2.593 | ||
| Corporate e altre attività | 6.640 | 6.689 | ||
| Totale dipendenti gruppo | 32.324 | 32.562 | ||
| di cui: - donne | 8.630 | 8.424 | ||
| - all'estero | 11.223 | 11.836 | ||
| Donne in posizioni di responsabilità (dirigenti e quadri) | (%) | 29 | 27 |
BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE
| Primo Semestre | |||
|---|---|---|---|
| SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE ⁽ᵃ⁾ | 2023 | 2022 | |
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,38 | 0,38 |
| dipendenti | 0,49 | 0,16 | |
| contrattisti | 0,33 | 0,48 | |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1) | (milioni di tonnellate di CO₂eq) | 19,6 | 19,9 |
| Emissioni dirette di metano (Scope 1) | (migliaia di tonnellate di CH₄) | 26,0 | 28,0 |
| Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine | (miliardi di Sm³) | 0,5 | 0,5 |
| Volumi totali oil spill (>1 barile) | (migliaia di barili) | 10,4 | 2,7 |
| di cui: da atti di sabotaggio | 2,8 | 2,1 | |
| Costi di ricerca e sviluppo | (€ milioni) | 73 | 87 |
(a) Ove non diversamente indicato, i KPI sono calcolati sugli asset operati consolidati al 100%.
| Primo Semestre | |||
|---|---|---|---|
| DATI OPERATIVI | 2023 | 2022 | |
| EXPLORATION & PRODUCTION | |||
| Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾ | (migliaia di boe/giorno) | 1.633 | 1.623 |
| petrolio e condensati | (migliaia di barili/giorno) | 769 | 760 |
| gas naturale | (milioni di metri cubi/giorno) | 129 | 129 |
| Produzione venduta | (milioni di boe) | 265 | 271 |
| Prezzi medi di realizzo degli idrocarburi | (\$/boe) | 59,16 | 76,41 |
| Acqua di formazione reiniettata | (%) | 61 | 58 |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)⁽ᵇ⁾ | (milioni di tonnellate di CO₂eq) | 11,45 | 10,68 |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata (upstream)⁽ᵇ⁾ | (tonnellate di CO₂ eq./migliaia di boe) | 21,3 | 20,8 |
| Oil spill operativi (>1 barile)⁽ᵇ⁾ | (migliaia di barili) | 0,1 | 0,7 |
| GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO | |||
| Vendite gas naturale | (miliardi di metri cubi) | 25,99 | 31,64 |
| di cui: in Italia | 12,83 | 16,28 | |
| internazionali | 13,16 | 15,36 | |
| Vendite GNL | 5,2 | 5,2 | |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)⁽ᵇ⁾ | (milioni di tonnellate di CO₂eq) | 0,59 | 1,03 |
| SUSTAINABLE MOBILITY, REFINING E CHIMICA | |||
| Capacità di bioraffinazione | (milioni di tonnellate/anno) | 1,6 | 1,1 |
| Lavorazioni bio | (migliaia di tonnellate) | 276 | 235 |
| Tasso di utilizzo medio bioraffinerie | (%) | 54 | 46 |
| Quota di mercato rete in Italia | 21,2 | 21,7 | |
| Vendite di prodotti petroliferi rete Europa | (milioni di tonnellate) | 3,64 | 3,55 |
| Erogato medio per stazione di servizio rete Europa | (migliaia di litri) | 786 | 743 |
| Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale | (%) | 76 | 80 |
| Produzioni di prodotti petrolchimici | (migliaia di tonnellate) | 2.834 | 4.191 |
| Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici | (%) | 54 | 69 |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)⁽ᵇ⁾ | (milioni di tonnellate di CO₂eq) | 2,81 | 3,16 |
| Emissioni di SOₓ (ossido di zolfo) | (migliaia di tonnellate di SOₓeq.) | 1,19 | 1,45 |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) dalle raffinerie⁽ᵇ⁾ |
(tonnellate di CO₂ eq./migliaia di tonnellate) | 234 | 221 |
| PLENITUDE & POWER | |||
| Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo | (megawatt) | 2.465 | 1.524 |
| Produzione di energia da fonti rinnovabili | (gigawattora) | 1.970 | 1.220 |
| Vendite gas retail e business | (miliardi di metri cubi) | 3,79 | 4,37 |
| Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali | (terawattora) | 8,81 | 9,58 |
| Punti di ricarica elettrica | (migliaia) | 16,6 | 8,5 |
| Produzione termoelettrica | (terawattora) | 10,34 | 11,06 |
| Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi | 10,06 | 11,34 | |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)⁽ᵇ⁾ | (milioni di tonnellate di CO₂eq) | 4,78 | 5,00 |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente prodotta (EniPower)⁽ᵇ⁾ | (gCO₂ eq./kWh eq.) | 396 | 389 |
(a) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
(b) Calcolato sul 100% degli asset operati.
Andamento operativo
EXPLORATION & PRODUCTION
PRODUZIONE E PREZZI
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | Var.ass. | var % | ||
| Produzioni | |||||
| Petrolio | (migliaia di barili/g) | 769 | 760 | 9 | 1,2 |
| Gas naturale | (milioni di metri cubi/g) | 129 | 129 | 0 | |
| Idrocarburi | (migliaia di boe/g) | 1.633 | 1.623 | 10 | 0,6 |
| Prezzi medi di realizzo | |||||
| Petrolio | (\$/barile) | 72,06 | 99,54 | (27,48) | (27,6) |
| Gas naturale | (\$/migliaia di metri cubi) | 307,61 | 350,59 | (42,98) | (12,3) |
| Idrocarburi | (\$/boe) | 59,16 | 76,41 | (17,25) | (22,6) |
Nel primo semestre 2023 la produzione di idrocarburi di 1,633 milioni di boe/giorno è in crescita di circa 1% rispetto al primo semestre 2022. La produzione è stata sostenuta dai ramp-up in Mozambico e Messico, dalla maggiore attività in Algeria, che beneficia anche delle acquisizioni di periodo, in Kazakhstan, a seguito di eventi straordinari verificatesi nel semestre 2022, nonché in Indonesia e Iraq. Questi effetti sono stati parzialmente compensati dalle attività di manutenzione programmate, in particolare in Libia, e dal declino dei campi maturi.
La produzione di petrolio è stata di 769 mila barili/giorno, in aumento di circa 1% rispetto al primo semestre 2022. La crescita produttiva in Algeria, Messico, Kazakhstan e Iraq è stata in parte compensata dalle fermate produttive programmate e dal declino dei campi maturi.
La produzione di gas naturale è stata di 129 milioni di metri cubi/giorno, invariata rispetto al primo semestre 2022. La crescita produttiva in Algeria, Mozambico, a seguito del ramp-up del progetto Coral Floating LNG, e Indonesia è stata compensata dalle fermate produttive programmate e dal declino dei campi maturi.
La produzione venduta di idrocarburi è stata di 265,4 milioni di boe. La differenza di 30,2 milioni di boe rispetto alla produzione di 295,6 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi destinati all'autoconsumo (23,1 milioni di boe), alla variazione delle rimanenze e altri fattori.
ACQUISIZIONE DI NEPTUNE ENERGY GROUP LTD
Eni e la sua collegata Vår 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, nonché 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. Vår consoliderà la sua posizione in Norvegia. L'operazione, del valore di \$4,9 miliardi, di cui \$2,6 miliardi acquisiti da Eni e \$2,3 miliardi da Vår, incrementerà il plateau di produzione di Eni di oltre 100 mila boe/giorno, includendo la quota Eni in Vår, 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 miliardi.
PORTAFOGLIO MINERARIO E ATTIVITÀ DI ESPLORAZIONE
Nel primo semestre 2023 Eni detiene titoli minerari in 37 paesi. Al 30 giugno 2023, il portafoglio minerario di Eni consiste in 754 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l'esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi. La superficie totale è pari a 313.967 chilometri quadrati in quota Eni, di cui 577 chilometri quadrati relativi all'attività CCUS in Regno Unito. Al 31 dicembre 2022 la superficie complessiva in quota Eni era di 308.550 chilometri quadrati.
Nel primo semestre 2023 le principali variazioni derivano: (i) dall'acquisto di nuovi titoli principalmente in Indonesia, Algeria, Norvegia, Egitto e Costa d'Avorio per una superficie di circa 9.000 chilometri quadrati; (ii) dal rilascio di licenze principalmente in Indonesia, Egitto, Algeria e Norvegia per circa 7.700 chilometri quadrati; (iii) dall'incremento di superficie netta, anche per variazioni di quota principalmente in Kenya e Norvegia per complessivi 5.400 chilometri quadrati; e (iv) dalla riduzione di superficie netta, anche per variazioni di quota, principalmente in Indonesia, Costa d'Avorio, Italia, Egitto e Libano, per complessivi 1.300 chilometri quadrati.
Nel semestre 2023 sono stati ultimati 18 pozzi esplorativi (11,2 in quota Eni), a fronte di 17 pozzi (7,9 in quota Eni) del primo semestre 2022.
PRODUZIONE DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | |||
| Italia | (migliaia di boe/g) | 72 | 83 | |
| Resto d'Europa | 175 | 197 | ||
| Africa Settentrionale | 282 | 255 | ||
| Egitto | 326 | 355 | ||
| Africa Sub-Sahariana | 288 | 283 | ||
| Kazakhstan | 163 | 136 | ||
| Resto dell'Asia | 179 | 178 | ||
| America | 141 | 124 | ||
| Australia e Oceania | 7 | 12 | ||
| Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾ | 1.633 | 1.623 | ||
| - di cui società in Joint Venture e collegate | 321 | 224 | ||
| Produzione venduta ⁽ᵃ⁾ | (milioni di boe) | 265 | 271 |
PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA
| Primo Semestre | |||
|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | ||
| Italia | (migliaia di barili/giorno) | 30 | 37 |
| Resto d'Europa | 101 | 113 | |
| Africa Settentrionale | 125 | 119 | |
| Egitto | 70 | 79 | |
| Africa Sub-Sahariana | 168 | 181 | |
| Kazakhstan | 115 | 94 | |
| Resto dell'Asia | 85 | 76 | |
| America | 75 | 61 | |
| Australia e Oceania | |||
| Produzione di petrolio e condensati | 769 | 760 | |
| - di cui società in Joint Venture e collegate | 175 | 102 |
PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
| Primo Semestre | |||
|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | ||
| Italia | (milioni di metri cubi/giorno) | 6 | 7 |
| Resto d'Europa | 11 | 13 | |
| Africa Settentrionale | 24 | 20 | |
| Egitto | 38 | 41 | |
| Africa Sub-Sahariana | 18 | 15 | |
| Kazakhstan | 7 | 6 | |
| Resto dell'Asia | 14 | 15 | |
| America | 10 | 10 | |
| Australia e Oceania | 1 | 2 | |
| Produzione di gas naturale | 129 | 129 | |
| - di cui società in Joint Venture e collegate | 22 | 18 |
(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
(b) Comprende la produzione di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (128 e 117 mila boe/giorno nel primo semestre 2023 e 2022, rispettivamente).
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE
I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 25,88 miliardi di metri cubi con una riduzione di 5,92 miliardi di metri cubi, pari al 18,6%, rispetto al primo semestre 2022.
I volumi di gas approvvigionati all'estero (23,16 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari all' 89% del totale, sono diminuiti di 7,02 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2022 (-23,3%), principalmente per effetto dei minori volumi approvvigionati in Russia (-7,65 miliardi di metri cubi), Regno Unito (-0,41 miliardi di metri cubi), Norvegia (-0,03 miliardi di metri cubi), parzialmente compensati dai maggiori acquisti effettuati in Algeria (+0,56 miliardi di metri cubi), Qatar (+0,27 miliardi di metri cubi) e Libia (+0,19 miliardi di metri cubi).
Gli approvvigionamenti in Italia (2,72 miliardi di metri cubi) registrano un aumento rispetto al periodo di confronto (+67,9%).
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (miliardi di metri cubi) | 2023 | 2022 Var. ass. | Var. % | |
| Italia | 2,72 | 1,62 | 1,10 | 67,9 |
| Russia | 2,88 | 10,53 | (7,65) | (72,6) |
| Algeria (incluso il GNL) | 5,90 | 5,34 | 0,56 | 10,5 |
| Libia | 1,38 | 1,19 | 0,19 | 16,0 |
| Paesi Bassi | 0,79 | 0,72 | 0,07 | 9,7 |
| Norvegia | 3,32 | 3,35 | (0,03) | (0,9) |
| Regno Unito | 0,71 | 1,12 | (0,41) | (36,6) |
| Indonesia (GNL) | 0,87 | 0,78 | 0,09 | 11,5 |
| Qatar (GNL) | 1,41 | 1,14 | 0,27 | 23,7 |
| Altri acquisti di gas naturale | 4,06 | 3,89 | 0,17 | 4,4 |
| Altri acquisti di GNL | 1,84 | 2,12 | (0,28) | (13,2) |
| Estero | 23,16 | 30,18 | (7,02) | (23,3) |
| TOTALE APPROVVIGIONAMENTI DELLE SOCIETA' CONSOLIDATE | 25,88 | 31,80 | (5,92) | (18,6) |
| Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio | 0,14 | (0,12) | 0,26 | |
| Perdite di rete, differenze di misura ed altre variazioni | (0,03) | (0,04) | 0,01 | 25,0 |
| DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE | 25,99 | 31,64 | (5,65) | (17,9) |
| Disponibilità per la vendita delle società collegate | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA | 25,99 | 31,64 | (5,65) | (17,9) |
VENDITE
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 Var. ass. | Var. % | |||
| Prezzo spot del Gas Italia al PSV | (€/migliaia di metri cubi) | 500 | 1.037 | (537) | (51,8) |
| TTF | 471 | 1.014 | (543) | (53,6) | |
| Vendite di gas naturale | (miliardi di metri cubi) | ||||
| Italia | 12,83 | 16,28 | (3,45) | (21,2) | |
| Resto d'Europa | 12,02 | 13,91 | (1,89) | (13,6) | |
| di cui: Importatori in Italia | 1,24 | 1,10 | 0,14 | 12,7 | |
| Mercati europei | 10,78 | 12,81 | (2,03) | (15,8) | |
| Resto del Mondo | 1,14 | 1,45 | (0,31) | (21,4) | |
| TOTALE VENDITE GAS ⁽*⁾ | 25,99 | 31,64 | (5,65) | (17,9) | |
| di cui: vendite di GNL | 5,20 | 5,20 | 0,00 |
(*) Include vendite intercompany.
Nel primo semestre 2023 le vendite di gas naturale di 25,99 miliardi di metri cubi sono diminuite di 5,65 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2022, principalmente per i minori volumi commercializzati nel mercato italiano e nei mercati europei. Le vendite in Italia di 12,83 miliardi di metri cubi sono diminuite di 3,45 miliardi di metri cubi pari al 21,2% rispetto al primo semestre 2022 (16,28 miliardi di metri cubi) per effetto dei minori volumi commercializzati principalmente nei segmenti grossisti, industriale e hub. Le vendite nei mercati europei (10,78 miliardi di metri cubi) hanno registrato un decremento del 15,8% a causa delle minori vendite registrate in particolare nella Penisola Iberica, Turchia, Regno Unito e Francia, solo in parte compensate dalle maggiori vendite effettuate in Germania e Austria.
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (miliardi di metri cubi) | 2023 | 2022 | Var. ass. | Var.% | |
| Italia | 12,83 | 16,28 | (3,45) | (21,2) | |
| Grossisti | 5,87 | 7,09 | (1,22) | (17,2) | |
| PSV e borsa | 3,23 | 4,05 | (0,82) | (20,2) | |
| Industriali | 0,87 | 1,79 | (0,92) | (51,4) | |
| Termoelettrici | 0,25 | 0,53 | (0,28) | (52,8) | |
| Autoconsumi | 2,61 | 2,82 | (0,21) | (7,4) | |
| Vendite internazionali | 13,16 | 15,36 | (2,20) | (14,3) | |
| Resto d'Europa | 12,02 | 13,91 | (1,89) | (13,6) | |
| Importatori in Italia | 1,24 | 1,10 | 0,14 | 12,7 | |
| Mercati europei: | 10,78 | 12,81 | (2,03) | (15,8) | |
| Penisola Iberica | 1,29 | 2,09 | (0,80) | (38,3) | |
| Germania/Austria | 1,09 | 0,83 | 0,26 | 31,3 | |
| Benelux | 2,03 | 2,20 | (0,17) | (7,7) | |
| Regno Unito | 0,71 | 1,13 | (0,42) | (37,2) | |
| Turchia | 3,67 | 4,24 | (0,57) | (13,4) | |
| Francia | 1,95 | 2,27 | (0,32) | (14,1) | |
| Altro | 0,04 | 0,05 | (0,01) | (20,0) | |
| Mercati extra europei | 1,14 | 1,45 | (0,31) | (21,4) | |
| TOTALE VENDITE GAS MONDO | 25,99 | 31,64 | (5,65) | (17,9) | |
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (miliardi di metri cubi) | 2023 | 2022 | Var. ass. | Var.% |
| Vendite delle società consolidate | 25,99 | 31,64 | (5,65) | (17,9) |
| Italia (inclusi autoconsumi) | 12,83 | 16,28 | (3,45) | (21,2) |
| Resto d'Europa | 12,02 | 13,91 | (1,89) | (13,6) |
| Extra Europa | 1,14 | 1,45 | (0,31) | (21,4) |
| Vendite delle società collegate (quota Eni) | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| TOTALE VENDITE GAS MONDO | 25,99 | 31,64 | (5,65) | (17,9) |
VENDITE DI GNL
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (miliardi di metri cubi) | 2023 | 2022 | Var. ass. | Var.% | |
| Europa | 4,0 | 3,8 | 0,2 | 5,3 | |
| Extra Europa | 1,2 | 1,4 | (0,2) | (14,3) | |
| TOTALE VENDITE GNL | 5,2 | 5,2 | 0,0 |
Le vendite di GNL (5,2 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) sono invariate rispetto al periodo di confronto. Nel primo semestre 2023 le principali fonti di approvvigionamento GNL sono state il Qatar, l'Egitto, la Nigeria e l'Indonesia.
SUSTAINABLE MOBILITY, REFINING E CHIMICA
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | Var. ass. | var % | ||
| Standard Eni Refining Margin (SERM) | (\$/barile) | 8,9 | 8,2 | 0,7 | 8,6 |
| Lavorazioni in conto proprio Italia | (milioni di tonnellate) | 8,33 | 8,13 | 0,20 | 2,5 |
| Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo | 5,07 | 5,35 | (0,28) | (5,2) | |
| Totale lavorazioni in conto proprio | 13,40 | 13,48 | (0,08) | (0,6) | |
| Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale | (%) | 76 | 80 | ||
| Lavorazioni bio | (migliaia di tonnellate) | 276 | 235 | 41 | 17,4 |
| Tasso di utilizzo medio bioraffinerie | (%) | 54 | 46 | ||
| MARKETING | |||||
| Vendite di prodotti petroliferi rete Europa | (milioni di tonnellate) | 3,64 | 3,55 | 0,09 | 2,5 |
| Vendite rete Italia | 2,58 | 2,55 | 0,03 | 1,2 | |
| Vendite rete resto d'Europa | 1,06 | 1,00 | 0,06 | 6,0 | |
| Quota di mercato rete Italia | (%) | 21,2 | 21,7 | ||
| Vendite extrarete Europa | (milioni di tonnellate) | 3,97 | 4,11 | (0,14) | (3,5) |
| Vendite extrarete Italia | 3,08 | 2,92 | 0,16 | 5,5 | |
| Vendite extrarete resto d'Europa | 0,89 | 1,19 | (0,30) | (25,3) | |
| CHIMICA | |||||
| Vendite di prodotti petrolchimici | (milioni di tonnellate) | 1,54 | 2,16 | (0,62) | (28,7) |
| Tasso di utilizzo medio degli impianti | (%) | 54 | 69 |
ACQUISIZIONE DI ST. BERNARD RENEWABLES LLC (SBR)
Finalizzata l'acquisizione attraverso la joint venture partecipata al 50:50 da Eni Sustainable Mobility e PBF Energy per l'acquisizione della St. Bernard Renewables LLC (SBR) di Chalmette, in Louisiana (USA), bioraffineria entrata in esercizio a giugno con una capacità di lavorazione di circa 1,1 milioni di tonnellate/anno di materie prime, e con capacità di pretrattamento complete. Produrrà principalmente HVO Diesel utilizzando il processo Ecofining™ sviluppato da Eni in collaborazione con Honeywell UOP.
ACQUISIZIONE DI NOVAMONT
Finalizzato l'acquisto della restante quota di partecipazione del 64% nella società Novamont, annunciato ad aprile. L'acquisizione di Novamont, società leader nel settore delle bioplastiche sostenibili e circolari e della biochimica si inquadra nella strategia Eni di sviluppo della chimica da fonti rinnovabili. L'efficacia dell'operazione è subordinata all'approvazione delle autorità antitrust competenti.
SUSTAINABLE MOBILITY E REFINING
Nel primo semestre 2023 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin - SERM) si attesta a 8,9 \$/barile, registrando una crescita (+8,6%) rispetto ai valori riportati nello stesso periodo del 2022 (8,2 \$/barile).
Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio sono pari a 13,40 milioni di tonnellate, sostanzialmente invariate rispetto al primo semestre 2022. In Italia, l'incremento registrato presso la raffineria di Livorno, per effetto delle maggiori lavorazioni nel primo trimestre, è stato parzialmente assorbito dalla riduzione presso le raffinerie di Taranto e Sannazzaro. Le lavorazioni nel resto del mondo sono diminuite del 5,2% rispetto al 2022 a seguito dei minori volumi processati in Germania. Il tasso di utilizzo delle raffinerie (76%) diminuisce di 4 punti percentuali.
I volumi di lavorazione bio pari a 276 mila tonnellate sono in aumento del 17,4% rispetto al periodo di confronto. I maggiori volumi processati presso la bioraffineria di Gela per effetto della fermata occorsa nel primo semestre 2022 hanno più che compensato la riduzione dei volumi registrata presso la bioraffineria di Venezia per effetto della fermata programmata.
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (milioni di tonnellate) | 2023 | 2022 Var. ass. | Var.% | ||
| Rete | 2,58 | 2,55 | 0,03 | 1,2 | |
| Extrarete | 3,08 | 2,92 | 0,16 | 5,5 | |
| Petrolchimica | 0,20 | 0,24 | (0,04) | (16,7) | |
| Altre vendite | 3,65 | 4,41 | (0,76) | (17,2) | |
| Vendite in Italia | 9,51 | 10,12 | (0,61) | (6,0) | |
| Rete resto d'Europa | 1,06 | 1,00 | 0,06 | 6,0 | |
| Extrarete resto d'Europa | 0,89 | 1,19 | (0,30) | (25,2) | |
| Extrarete mercati extra europei | 0,26 | 0,25 | 0,01 | 4,0 | |
| Altre vendite | 0,82 | 0,76 | 0,06 | 7,9 | |
| Vendite all'estero | 3,03 | 3,20 | (0,17) | (5,3) | |
| VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO | 12,54 | 13,32 | (0,78) | (5,9) |
Nel primo semestre 2023, le vendite di prodotti petroliferi (12,54 milioni di tonnellate) sono diminuite di 0,78 milioni di tonnellate rispetto al corrispondente periodo del 2022 (-5,9%).
Le vendite rete in Italia pari a 2,58 milioni di tonnellate risultano in lieve aumento del 1,2% per effetto dei maggiori volumi commercializzati di benzine parzialmente compensati dalle minori vendite di gasolio. La quota di mercato del semestre 2023 si è attestata al 21,2% (21,7% nel primo semestre 2022). Al 30 giugno 2023, la rete di distribuzione in Italia è costituita da 3.985 stazioni di servizio, con un decremento rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (4.051 stazioni di servizio) per effetto del saldo negativo tra acquisizioni e risoluzioni di contratti di convenzionamento (72 unità), della riduzione registrata sulla rete di proprietà (10 unità) compensati dall'incremento delle stazioni di servizio in affitto (15 unità) nonché da una nuova concessione autostradale. L'erogato medio in Italia (712 mila litri) è in aumento di 39 mila litri rispetto al primo semestre 2022 (673 mila litri). Le vendite extrarete in Italia pari a 3,08 milioni di tonnellate aumentano del 5,5% rispetto al primo semestre 2022 per effetto principalmente delle maggiori vendite di jet fuel e gasolio, che hanno più che compensato le minori vendite di bunkers. Le vendite alla Petrolchimica (0,20 milioni di tonnellate) sono in riduzione del 16,7% rispetto al periodo di confronto a causa della contrazione delle attività produttive registrata nel settore. Le vendite rete ed extrarete nel resto d'Europa pari a 1,95 milioni di tonnellate si riducono di 0,24 milioni di tonnellate rispetto al primo semestre 2022 per effetto principalmente dei minori volumi commercializzati in Germania, Spagna e Austria, parzialmente bilanciati dalle maggiori vendite in Svizzera. Le altre vendite in Italia e all'estero (4,47 milioni di tonnellate) registrano un decremento rispetto al primo semestre 2022 (-13,5%).
| Vendite rete ed extrarete per prodotto/canale | Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (milioni di tonnellate) | 2023 | 2022 | Var. ass. | Var.% | |
| ITALIA | 5,66 | 5,47 | 0,19 | 3,4 | |
| Vendite rete | 2,58 | 2,55 | 0,03 | 1,2 | |
| Benzina | 0,74 | 0,68 | 0,06 | 8,8 | |
| Gasolio | 1,66 | 1,70 | (0,04) | (2,4) | |
| GPL | 0,16 | 0,16 | (0,01) | (3,1) | |
| Altri prodotti | 0,02 | 0,01 | 0,01 | 110,0 | |
| Vendite extrarete | 3,08 | 2,92 | 0,16 | 5,4 | |
| Gasolio | 1,49 | 1,46 | 0,03 | 1,9 | |
| Oli combustibili | 0,01 | 0,01 | |||
| GPL | 0,08 | 0,09 | (0,01) | (9,1) | |
| Benzina | 0,21 | 0,20 | 0,01 | ||
| Lubrificanti | 0,03 | 0,02 | 0,00 | 17,4 | |
| Bunker | 0,22 | 0,25 | (0,03) | (10,4) | |
| Jet fuel | 0,78 | 0,71 | 0,07 | ||
| Altri prodotti | 0,26 | 0,18 | 0,08 | 44,4 | |
| ESTERO (RETE + EXTRARETE) | 2,21 | 2,44 | (0,23) | (9,4) | |
| Benzina | 0,53 | 0,52 | 0,01 | 1,9 | |
| Gasolio | 1,20 | 1,43 | (0,23) | (16,2) | |
| Jet fuel | 0,07 | 0,05 | 0,02 | ||
| Oli combustibili | 0,05 | 0,06 | (0,01) | ||
| Lubrificanti | 0,05 | 0,04 | 0,01 | 17,5 | |
| GPL | 0,26 | 0,25 | 0,00 | 1,6 | |
| Altri prodotti | 0,05 | 0,09 | (0,04) | (40,0) | |
| TOTALE VENDITE RETE ED EXTRARETE | 7,87 | 7,91 | (0,04) | (0,5) |
CHIMICA
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (migliaia di tonnellate) | 2023 | 2022 | Var. ass. | Var.% | |
| Intermedi | 1.934 | 3.076 | (1.142) | (37,1) | |
| Polimeri | 895 | 1.111 | (216) | (19,4) | |
| Biochem | 5 | 4 | 1 | 25,0 | |
| Produzioni di prodotti petrolchimici | 2.834 | 4.191 | (1.357) | (32,4) | |
| Moulding & Compounding | 44 | 46 | (2) | ||
| Totale produzioni | 2.878 | 4.237 | (1.359) | (32,1) | |
| Consumi e perdite | (1.686) | (2.315) | 629 | 27,2 | |
| Acquisti e variazioni rimanenze | 387 | 282 | 105 | 37,2 | |
| TOTALE DISPONIBILITA' | 1.579 | 2.204 | (625) | (28,4) | |
| Intermedi | 824 | 1.303 | (479) | (36,8) | |
| Polimeri | 704 | 846 | (142) | (16,8) | |
| Oilfield chemicals | 13 | 11 | 2 | 18,2 | |
| Biochem | 0 | 1 | (1) | (100,0) | |
| Vendite di prodotti petrolchimici | 1.541 | 2.161 | (620) | (28,7) | |
| Moulding & Compounding | 38 | 43 | (5) | ||
| TOTALE VENDITE | 1.579 | 2.204 | (625) | (28,4) |
Le produzioni di prodotti petrolchimici di 2.834 mila tonnellate sono diminuite di 1.357 mila tonnellate (-32,4%). La principale riduzione è stata registrata presso il segmento degli intermedi a causa delle fermate produttive di Porto Marghera per riconversione e del prolungamento della fermata programmata dell'impianto di Dunkerque.
Le vendite di prodotti petrolchimici di 1.541 mila tonnellate registrano una riduzione di 620 mila tonnellate (-28,7%); in particolare i minori volumi venduti hanno riguardato il segmento polimeri (-142 mila tonnellate) e intermedi (-479 mila tonnellate) a causa della ridotta disponibilità di prodotto e per lo scenario sfavorevole.
Le vendite di moulding & compounding sono pari a 38 mila tonnellate e si riferiscono ai semilavorati e ai prodotti del gruppo Finproject, tra i quali il compound di ultima generazione a base di Poliolefine espandibili a marchio Levirex® e il materiale plastico ultraleggero a marchio XL Extralight®.
I margini degli elastomeri e stirenici hanno registrato una contrazione dovuta alla riduzione dei prezzi per effetto del significativo calo della domanda, in particolare nel settore dei beni durevoli, packaging ed isolamento termico.
PLENITUDE & POWER
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | Var. ass. | var % | ||
| Plenitude | |||||
| Vendite retail e business gas | mld di metri cubi | 3,79 | 4,37 | (0,58) | (13,3) |
| Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali | terawattora | 8,81 | 9,58 | (0,77) | (8,1) |
| Clienti retail/business | mln pdf | 10,09 | 9,95 | 0,14 | 1,4 |
| Produzione di energia da fonti rinnovabili | gigawattora | 1.970 | 1.220 | 750 | 61,5 |
| Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo | megawatt | 2.465 | 1.524 | 941 | 61,7 |
| di cui: - fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage) | % | 58 | 58 | ||
| - eolico | 42 | 42 | |||
| Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo | migliaia | 16,6 | 8,5 | 8,1 | 95,3 |
| Power | |||||
| Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi | terawattora | 10,06 | 11,34 | (1,28) | (11,3) |
| Produzione termoelettrica | 10,34 | 11,06 | (0,72) | (6,5) |
PLENITUDE
RETAIL GAS & POWER
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (miliardi di metri cubi) | 2023 | 2022 Var. ass. | var % | ||
| Italia | 2,54 | 2,94 | (0,40) | (13,6) | |
| Retail | 1,89 | 2,21 | (0,32) | (14,6) | |
| Business | 0,65 | 0,73 | (0,08) | (10,5) | |
| Vendite internazionali | 1,25 | 1,43 | (0,18) | (12,6) | |
| Mercati europei: | |||||
| Francia | 0,99 | 1,08 | (0,09) | (8,4) | |
| Grecia | 0,17 | 0,24 | (0,07) | (30,5) | |
| Altro | 0,09 | 0,11 | (0,02) | (16,7) | |
| TOTALE VENDITE RETAIL E BUSINESS GAS | 3,79 | 4,37 | (0,58) | (13,2) |
Nel primo semestre 2023, le vendite retail e business di gas in Italia e nel resto d'Europa sono state pari a 3,79 miliardi di metri cubi, evidenziando una riduzione di 0,58 miliardi di metri cubi rispetto al primo semestre 2022, pari al 13,2% principalmente per i minori consumi.
Le vendite gas in Italia, pari a 2,54 miliardi di metri cubi, si riducono del 13,6% rispetto al periodo di confronto, principalmente per effetto delle minori vendite al segmento retail.
Le vendite gas sui mercati europei di 1,25 miliardi di metri cubi sono in diminuzione del 12,6% (-0,18 miliardi di metri cubi) rispetto al primo semestre 2022 a seguito delle minori vendite nei mercati in particolare di Francia e della Grecia.
Le vendite retail e business di energia elettrica a clienti finali pari a 8,81 TWh effettuate da Plenitude e dalle società controllate all'estero (Francia, Penisola Iberica e Grecia) registrano una riduzione dell'8,1% rispetto al primo semestre 2022, in particolare all'estero, principalmente riferita alla contrazione dei consumi, solo parzialmente bilanciata dall'incremento delle vendite in Italia presso il segmento residenziale.
RENEWABLES
Produzione
| Primo Semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 Var. ass. | var % | ||||
| Produzione di energia da fonti rinnovabili | (gigawattora) | 1.970 | 1.220 | 750 | 61,5 | |
| di cui: | fotovoltaico | 814 | 505 | 309 | 61,1 | |
| eolico | 1.153 | 715 | 438 | 61,3 | ||
| biogas | 3 | 0 | 3 | |||
| di cui: | Italia | 762 | 443 | 319 | 72,0 | |
| estero | 1.208 | 777 | 431 | 55,5 |
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 1.970 GWh, riferita per 1.153 GWh all'ambito eolico, per 814 GWh al fotovoltaico e per 3 GWh al biogas, con un aumento di 750 GWh rispetto al primo semestre 2022, grazie al contributo degli asset acquisiti nonché all'entrata in esercizio dei progetti sviluppati organicamente.
Capacità installata
Di seguito è dettagliata la capacità installata da fonti rinnovabili con breakdown per tecnologia:
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 Var. ass. | var % | |||
| Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo | (megawatt) | 2.465 | 1.524 | 941 | 61,7 |
| di cui: fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage) |
1.425 | 878 | 547 | 62,3 | |
| eolico | 1.039 | 646 | 393 | 60,8 | |
| biogas | 1 | 0 | 1 |
Breakdown per Paese:
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (megawatt) | 2023 | 2022 Var. ass. | var % | ||
| ITALIA | 908 | 522 | 386 | 73,9 | |
| ESTERO | 1.557 | 1.002 | 555 | 55,4 | |
| Australia | 64 | 64 | |||
| Francia | 114 | 111 | 3 | 2,7 | |
| Kazakhstan | 108 | 96 | 12 | 12,5 | |
| Spagna | 393 | 129 | 264 | ||
| Stati Uniti | 878 | 602 | 276 | 45,8 | |
| Totale capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo (inclusa potenza installata di storage) |
2.465 | 1.524 | 941 | 61,7 | |
| di cui potenza installata di storage | 21 | 7 | 14 |
Al 30 giugno 2023, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 2.465 MW, in crescita di 941 MW rispetto al 30 giugno 2022 per effetto principalmente delle acquisizioni in Italia (Gruppo PLT), in Spagna (Boreas e Helios) e in USA (Kellam), dello sviluppo organico di progetti in USA (Brazoria), Spagna (Cerillares) e Kazakhstan (prima tranche Shaulder), nonché grazie alla realizzazione del primo impianto di accumulo di energia in Italia, presso il sito di Assemini.
MOBILITA' ELETTRICA
Al 30 giugno 2023, i punti di ricarica per veicoli elettrici installati sono pari a 16,6 mila unità (di cui il 98% in Italia), raddoppiati rispetto al 30 giugno 2022 (8,5 mila unità) e in aumento di oltre 3.500 punti rispetto a fine 2022.
POWER
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | Var. ass. | var % | ||
| Acquisti di gas naturale | (milioni di metri cubi) | 2.037 | 2.219 | (182) | (8,2) |
| Acquisti di altri combustibili | (migliaia di tep) | 94 | 81 | 13 | 16,0 |
| Produzione di energia elettrica | (terawattora) | 10,34 | 11,06 | (0,72) | (6,5) |
| Produzione di vapore | (migliaia di tonnellate) | 3.608 | 3.734 | (126) | (3,4) |
| Disponibilità di energia elettrica | Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (terawattora) | 2023 | 2022 | Var. ass. | var % | |
| Produzione di energia elettrica | 10,34 | 11,06 | (0,72) | (6,5) | |
| Acquisti di energia elettrica ⁽ᵃ⁾ | 3,39 | 4,42 | (1,03) | (23,3) | |
| Disponibilità | 13,73 | 15,48 | (1,75) | (11,3) | |
| Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi | 10,06 | 11,34 | (1,28) | (11,3) | |
| Vendita di energia elettrica a Plenitude | 3,67 | 4,14 | (0,47) | (11,4) |
(a) Include gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata).
Eni produce energia elettrica presso i siti di Brindisi, Ferrera Erbognone, Ravenna, Mantova, Ferrara e Bolgiano. Al 30 giugno 2023, la potenza installata in esercizio è di 2,3 GW (in quota Eni). Nel primo semestre 2023, la produzione di energia elettrica è stata di 10,34 TWh, in riduzione rispetto al primo semestre 2022. A completamento della produzione, Eni ha acquistato 3,39 TWh di energia elettrica (-23,3% rispetto al periodo di confronto) perseguendo l'ottimizzazione del portafoglio fonti/impieghi. Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 10,06 TWh registrano un decremento pari al 11,3%, a seguito dei minori volumi venduti presso il mercato libero e la Borsa elettrica.
Commento ai risultati economico-finanziari
CONTO ECONOMICO
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 | Var. ass. | Var. % |
| Ricavi della gestione caratteristica | 46.776 | 63.685 | (16.909) | (26,6) |
| Altri ricavi e proventi | 414 | 618 | (204) | (33,0) |
| Costi operativi | (38.707) | (48.595) | 9.888 | 20,3 |
| Altri proventi e oneri operativi | 41 | (774) | 815 | |
| Ammortamenti | (3.725) | (3.390) | (335) | (9,9) |
| Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing |
(389) | (175) | (214) | |
| Radiazioni | (135) | (47) | (88) | |
| Utile (perdita) operativo | 4.275 | 11.322 | (7.047) | (62,2) |
| Proventi (oneri) finanziari | (243) | (528) | 285 | 54,0 |
| Proventi (oneri) netti su partecipazioni | 1.606 | 1.509 | 97 | 6,4 |
| Utile (perdita) prima delle imposte | 5.638 | 12.303 | (6.665) | (54,2) |
| Imposte sul reddito | (2.917) | (4.895) | 1.978 | 40,4 |
| Tax rate (%) | 51,7 | 39,8 | 11,9 | |
| Utile (perdita) netto | 2.721 | 7.408 | (4.687) | (63,3) |
| di competenza: | ||||
| - azionisti Eni | 2.682 | 7.398 | (4.716) | (63,7) |
| - interessenze di terzi | 39 | 10 | 29 |
RISULTATI REPORTED
I risultati del primo semestre 2023 sono stati conseguiti in un contesto di riferimento che vede un indebolimento delle principali commodities: il Brent si riduce da 108 \$/barile nel primo semestre 2022 a 80\$/barile del semestre 2023 (-26%); i prezzi del gas in Europa hanno evidenziato una correzione maggiore (circa -50% rispetto al semestre 22); per il settore della chimica la debolezza dei fondamentali è conseguente allo scarso dinamismo della domanda in Europa, alla pressione competitiva da parte di geografie con migliori posizioni di costo nonché all'effetto del completo re-opening della Cina post COVID. Il settore raffinazione di Eni ha beneficiato nel semestre 2023 di condizioni di mercato ancora complessivamente favorevoli dopo l'anno record del 2022, grazie al positivo andamento della domanda di carburanti trainata in particolare dai settori dell'aviazione civile e del trasporto su strada civile e ai colli di bottiglia nel sistema/ritardi negli start-up (SERM pari a 8,9 \$/barile in media nel semestre 2023, +9% rispetto al corrispondente periodo del 2022).
L'utile netto di competenza degli azionisti Eni nel primo semestre 2023 è stato di €2.682 milioni rispetto a €7.398 milioni del primo semestre 2022, con una riduzione di €4,7 miliardi a seguito essenzialmente della minore performance operativa che è stata influenzata dal peggioramento dello scenario e dal peggioramento del tax rate che risente dei contributi straordinari nazionali e del Regno Unito, in parte compensati dal miglioramento del saldo oneri finanziari/proventi su partecipazioni anche a seguito della plusvalenza connessa alla cessione del 49,9% delle controllate Eni che gestiscono i gasdotti TTPC/Transmed e dei relativi diritti di trasporto a seguito dell'accordo con Snam.
Il flusso di cassa netto da attività operativa ha registrato un incremento del 2% a €7.425 milioni, mentre l'indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 è di €8.215 milioni, in aumento di €1.189 milioni rispetto al 31 dicembre 2022.
Di seguito i principali indicatori di scenario del semestre:
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | Var % | ||
| Prezzo medio del greggio Brent dated ⁽ᵃ⁾ | 79,83 | 107,59 | (25,8) | |
| Cambio medio EUR/USD ⁽ᵇ⁾ | 1,081 | 1,093 | (1,1) | |
| Prezzo medio in euro del greggio Brent dated | 73,85 | 98,44 | (25,0) | |
| Standard Eni Refining Margin (SERM) ⁽ᶜ⁾ | 8,9 | 8,2 | 8,6 | |
| PSV ⁽ᵈ⁾ | 500 | 1.037 | (51,8) | |
| TTF ⁽ᵈ⁾ | 471 | 1.014 | (53,6) | |
(a) In USD per barile. Fonte: Platt's Oilgram.
(b) Fonte: BCE.
(d) In Euro per migliaia di metri cubi. (c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie.
RISULTATI ADJUSTED E COMPOSIZIONE DEGLI SPECIAL ITEM
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 Var. ass. | Var % | |
| Utile (perdita) operativo | 4.275 | 11.322 | (7.047) | (62,2) |
| Eliminazione (utile) perdita di magazzino | 609 | (1.351) | ||
| Esclusione special item | 3.138 | 1.061 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 8.022 | 11.032 | (3.010) | (27,3) |
| Dettaglio per settore di attività: | ||||
| Exploration & Production | 4.855 | 9.248 | (4.393) | (47,5) |
| Global Gas & LNG Portfolio | 2.459 | 917 | 1.542 | |
| Sustainable Mobility, Refining e Chimica | 241 | 1.013 | (772) | (76,2) |
| Plenitude & Power | 351 | 325 | 26 | 8,0 |
| Corporate e altre attività | (230) | (294) | 64 | 21,8 |
| Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato | 346 | (177) | 523 | |
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 2.682 | 7.398 | (4.716) | (63,7) |
| Eliminazione (utile) perdita di magazzino | 436 | (962) | ||
| Esclusione special item | 1.724 | 642 | ||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 4.842 | 7.078 | (2.236) | (31,6) |
Nel primo semestre 2023 l'utile operativo adjusted di €8.022 milioni è stato robusto, nonostante la flessione di circa il 30% del prezzo del marker Brent e di circa il 50% dei prezzi del gas. La minore performance è stata registrata nel settore E&P (€4.855 milioni, -48% rispetto il primo semestre 2022) a seguito 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 business Sustainable Mobility e Refining (€420 milioni, -58% rispetto al primo semestre 2023) è stato influenzato dall'andamento di alcune variabili di scenario non integralmente catturate dal SERM, i differenziali dei greggi, nonché attività di manutenzione presso alcune importanti unità di conversione. Il risultato è stato sostenuto dalla robusta performance del settore GGP (in crescita di €1.542 milioni rispetto al primo semestre 2022) 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, nonché dal trend positivo di risultato del settore Plenitude & Power (+8% rispetto al primo semestre 2022).
Il Gruppo ha conseguito l'utile netto adjusted di €4.842 milioni (-32% rispetto al primo semestre 2022) influenzato dal calo dei prezzi dei fondamentali di mercato in parte compensato dalla robusta performance industriale e dalla tenuta del tax rate adjusted al di sotto del 50%.
Nel primo semestre 2023, il tax rate adjusted, che non include contributi straordinari nazionali, si attesta al 44%, +6 punti percentuali rispetto al corrispondente periodo del 2022, per effetto della windfall tax sugli utili delle società del settore energia del Regno Unito, non considerata special item, dello scenario sfavorevole e dell'impatto di oneri non deducibili del settore E&P, in parte compensati dalla maggiore incidenza dell'utile imponibile conseguito dalle controllate Italiane.
| Primo Semestre | ||
|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 |
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 3.138 | 1.061 |
| - oneri ambientali | 289 | 224 |
| - svalutazioni (riprese di valore) nette | 389 | 175 |
| - plusvalenze nette su cessione di asset | (9) | |
| - accantonamenti a fondo rischi | 16 | 12 |
| - oneri per incentivazione all'esodo | 30 | 106 |
| - derivati su commodity | 1.384 | 490 |
| - differenze e derivati su cambi | 30 | 90 |
| - altro | 1.000 | (27) |
| Oneri (proventi) finanziari | (24) | (91) |
| di cui: | ||
| - riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo | (30) | (90) |
| Oneri (proventi) su partecipazioni | (707) | (467) |
| di cui: | ||
| - plusvalenza cessione Vår Energi | (432) | |
| - operazione SeaCorridor | (824) | |
| Imposte sul reddito | (683) | 139 |
| Totale special item dell'utile (perdita) netto | 1.724 | 642 |
Gli special item dell'utile operativo sono rappresentati da oneri netti di €3.138 milioni con il seguente break-down per settore:
- E&P: oneri netti di €341 milioni rappresentati principalmente da svalutazioni di proprietà in Italia, a seguito dell'andamento dei prezzi del gas naturale, e per adeguare il valore di libro al fair value di alcuni asset destinati alla vendita (€209 milioni), svalutazione di crediti (€61 milioni) e accantonamenti per oneri ambientali (€36 milioni);
- GGP: oneri netti di €1.645 milioni 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 (onere di €687 milioni) 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 milioni). Le rettifiche comprendono la riclassifica nell'utile operativo adjusted del saldo negativo di €8 milioni 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 milioni riferiti principalmente al write-off degli investimenti di mantenimento e asset integrity relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi (€171 milioni), oneri ambientali (€79 milioni), accantonamenti a fondo rischi (€15 milioni) nonché la componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l'hedge accounting (onere di €37 milioni).
- Plenitude & Power: oneri netti di €662 milioni 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 2023 comprendono essenzialmente la plusvalenza di €0,8 miliardi 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.
RICAVI
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 Var. ass. | Var % | |
| Exploration & Production | 11.559 | 16.196 | (4.637) | (28,6) |
| Global Gas & LNG Portfolio | 11.688 | 22.837 | (11.149) | (48,8) |
| Sustainable Mobility, Refining e Chimica | 24.620 | 29.685 | (5.065) | (17,1) |
| - Sustainable Mobility e Refining | 22.828 | 27.245 | (4.417) | (16,2) |
| - Chimica | 2.245 | 3.720 | (1.475) | (39,7) |
| - Elisioni | (453) | (1.280) | 827 | |
| Plenitude & Power | 7.724 | 9.967 | (2.243) | (22,5) |
| - Plenitude | 5.970 | 6.889 | (919) | (13,3) |
| - Power | 2.208 | 3.945 | (1.737) | (44,0) |
| - Elisioni | (454) | (867) | 413 | |
| Corporate e altre attività | 935 | 860 | 75 | 8,7 |
| Elisioni di consolidamento | (9.750) | (15.860) | 6.110 | |
| Ricavi della gestione caratteristica | 46.776 | 63.685 (16.909) | (26,6) | |
| Altri ricavi e proventi | 414 | 618 | (204) | (33,0) |
| Totale ricavi | 47.190 | 64.303 (17.113) | (26,6) |
I ricavi complessivi ammontano a €47.190 milioni, in riduzione del 27% rispetto al semestre 2022.
I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel primo semestre 2023 (€46.776 milioni) riflettono gli effetti indotti della debolezza di tutte le commodities (il Brent in riduzione da 108 \$/barile nel primo semestre 2022 a 80 \$/barile nel semestre 2023; i prezzi spot del gas in Italia e in Europa in riduzione di circa il 50%) e sconta l'eccezionale andamento della domanda registrata nel primo semestre 2022. Il business della Chimica ha risentito dei deboli fondamentali in relazione allo scarso dinamismo della domanda in Europa ed alla pressione competitiva da parte di geografie con migliori posizioni di costo. Il business della raffinazione è stato impattato dai ridotti spread dei prodotti e da fermate programmate, in parte compensati da condizioni di mercato ancora complessivamente favorevoli, grazie al positivo andamento della domanda di carburanti.
COSTI OPERATIVI
| Primo Semestre | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 | Var. ass. | ||
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 37.107 | 46.882 | (9.775) | ||
| Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti | 60 | 165 | (105) | ||
| Costo lavoro | 1.540 | 1.548 | (8) | ||
| di cui: incentivi per esodi agevolati e altro | 30 | 106 | (76) | ||
| 38.707 | 48.595 | (9.888) |
I costi operativi sostenuti nel primo semestre 2023 (€38.707 milioni) sono diminuiti di €9.888 milioni rispetto al primo semestre 2022.
La riduzione registrata negli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (€37.107 milioni, in riduzione di €9.775 milioni rispetto al semestre 2022) è essenzialmente dovuta al minor costo degli idrocarburi approvvigionati (gas da contratti longterm e cariche petrolifere e petrolchimiche).
Il costo lavoro (€1.540 milioni) è invariato rispetto al periodo di confronto.
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 | Var. ass. | |
| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | (259) | (549) | 290 | |
| - Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | (315) | (241) | (74) | |
| - Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading | 113 | (91) | 204 | |
| - Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico |
12 | 12 | ||
| - Interessi ed altri oneri verso banche ed altri finanziatori | (111) | (59) | (52) | |
| - Interessi passivi su passività per beni in leasing | (125) | (171) | 46 | |
| - Interessi attivi verso banche | 161 | 5 | 156 | |
| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa | 6 | 8 | (2) | |
| Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati | (12) | (88) | 76 | |
| - Strumenti finanziari derivati su valute | (20) | (139) | 119 | |
| - Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | 8 | 49 | (41) | |
| - Opzioni su titoli | 2 | (2) | ||
| Differenze di cambio | 104 | 180 | (76) | |
| Altri proventi (oneri) finanziari | (108) | (84) | (24) | |
| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 65 | 47 | 18 | |
| - Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) | (151) | (70) | (81) | |
| - Altri proventi (oneri) finanziari | (22) | (61) | 39 | |
| (275) | (541) | 266 | ||
| Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 32 | 13 | 19 | |
| (243) | (528) | 285 |
Gli oneri finanziari netti di €243 milioni migliorano di €285 milioni rispetto al primo semestre 2022 per effetto principalmente: (i) della riduzione di €290 milioni degli oneri finanziari correlati all'indebitamento, parzialmente compensata dall'effetto negativo della variazione del fair value su strumenti derivati su tassi d'interesse (€41 milioni) privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting previsto dallo IFRS 9; (ii) della variazione negativa delle differenze cambio per €76 milioni compensata dalla variazione positiva del fair value dei derivati su cambi (+€119 milioni), le cui variazioni sono imputate a conto economico essendo privi dei requisiti formali per essere qualificati come "hedges" in base all'IFRS 9.
PROVENTI (ONERI) NETTI SU PARTECIPAZIONI
| Primo Semestre | |||
|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 | Var. ass. |
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 691 | 850 | (159) |
| Dividendi | 92 | 151 | (59) |
| Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni | 418 | 434 | (16) |
| Altri proventi (oneri) netti | 405 | 74 | 331 |
| Proventi (oneri) su partecipazioni | 1.606 | 1.509 | 97 |
I proventi netti su partecipazioni ammontano a €1.606 milioni, sostanzialmente invariati rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (+€97 milioni) e riguardano:
-
le quote di competenza degli utili di periodo delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto per complessivi €691 milioni riferite principalmente alla rilevazione della quota di competenza di Vår Energi, Azule Energy e ADNOC Refinery;
-
i dividendi di €92 milioni ricevuti da partecipazioni minoritarie valutate al fair value con imputazione nell'utile complessivo e relativi principalmente alla Nigeria LNG (€60 milioni) e alla Saudi European Petrochemical Co. (€19 milioni);
-
la plusvalenza di €824 milioni 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.
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO1
| (€ milioni) | 30 Giu. 2023 | 31 Dic. 2022 | Var. ass. | |
|---|---|---|---|---|
| Capitale immobilizzato | ||||
| Immobili, impianti e macchinari | 57.289 | 56.332 | 957 | |
| Diritto di utilizzo beni in leasing | 4.233 | 4.446 | (213) | |
| Attività immateriali | 5.499 | 5.525 | (26) | |
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | 1.397 | 1.786 | (389) | |
| Partecipazioni | 14.287 | 13.294 | 993 | |
| Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 2.062 | 1.978 | 84 | |
| Debiti netti relativi all'attività di investimento | (2.580) | (2.320) | (260) | |
| 82.187 | 81.041 | 1.146 | ||
| Capitale di esercizio netto | ||||
| Rimanenze | 6.074 | 7.709 | (1.635) | |
| Crediti commerciali | 10.644 | 16.556 | (5.912) | |
| Debiti commerciali | (11.122) | (19.527) | 8.405 | |
| Attività (passività) tributarie nette | (3.866) | (2.991) | (875) | |
| Fondi per rischi e oneri | (15.198) | (15.267) | 69 | |
| Altre attività (passività) d'esercizio | 355 | 316 | 39 | |
| (13.113) | (13.204) | 91 | ||
| Fondi per benefici ai dipendenti | (783) | (786) | 3 | |
| Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili | 178 | 156 | 22 | |
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 68.469 | 67.207 | 1.262 | |
| Patrimonio netto degli azionisti Eni | 55.107 | 54.759 | 348 | |
| Interessenze di terzi | 421 | 471 | (50) | |
| Patrimonio netto | 55.528 | 55.230 | 298 | |
| Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 | 8.215 | 7.026 | 1.189 | |
| Passività in leasing | 4.726 | 4.951 | (225) | |
| - di cui working interest Eni | 4.247 | 4.457 | (210) | |
| - di cui working interest follower | 479 | 494 | (15) | |
| Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 | 12.941 | 11.977 | 964 | |
| COPERTURE | 68.469 | 67.207 | 1.262 | |
| Leverage ante lease liability ex IFRS 16 | 0,15 | 0,13 | 0,02 | |
| Leverage post lease liability ex IFRS 16 Gearing |
0,23 0,19 |
0,22 0,18 |
0,01 0,01 |
|
Al 30 giugno 2023, il capitale immobilizzato di €82.187 milioni è in aumento di €1.146 milioni 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, 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 quote rispettivamente del 50,1% e del 49,9%) e dell'acquisizione del 50% nella bioraffineria St. Bernard di 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 (€4.249 milioni).
Il capitale di esercizio netto (-€13.113 milioni) è sostanzialmente invariato rispetto il 31 dicembre 2022. L'incremento del saldo tra crediti e debiti commerciali (+€2.493 milioni) è 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 (-€1.635 milioni) e dalle maggiori passività tributarie nette (+€875 milioni).
Il patrimonio netto (€55.528 milioni) è sostanzialmente invariato rispetto al 31 dicembre 2022 per effetto dell'utile di periodo (€2.721 milioni) e dalla variazione positiva della riserva cash flow hedge (€499 milioni), compensati dalle differenze negative di cambio per effetto dell'apprezzamento dell'euro vs. dollaro USA (€994 milioni), dalla distribuzione dei dividendi (€1.472 milioni) e dall'acquisto di azioni proprie (€437 milioni).
1 Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".
L'indebitamento finanziario netto2 ante lease liability al 30 giugno 2023 è pari a €8.215 milioni, in aumento di €1.189 milioni rispetto al 2022. Il leverage3 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – si attesta a 0,15 al 30 giugno 2023 (rispetto lo 0,13 al 31 dicembre 2022).
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO4
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 Var. ass. | ||
| Utile (perdita) netto | 2.721 | 7.408 | (4.687) | |
| Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: | ||||
| - ammortamenti e altre componenti non monetarie | 3.161 | 2.765 | 396 | |
| - plusvalenze nette su cessioni di attività | (418) | (444) | 26 | |
| - dividendi, interessi e imposte | 3.071 | 5.185 | (2.114) | |
| Variazione del capitale di esercizio | 1.294 | (3.840) | 5.134 | |
| Dividendi incassati da partecipate | 1.340 | 305 | 1.035 | |
| Imposte pagate | (3.389) | (3.664) | 275 | |
| Interessi (pagati) incassati | (355) | (434) | 79 | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 7.425 | 7.281 | 144 | |
| Investimenti tecnici | (4.676) | (3.193) | (1.483) | |
| Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda | (1.810) | (1.267) | (543) | |
| Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni | 489 | 904 | (415) | |
| Altre variazioni relative all'attività di investimento e disinvestimento | 299 | 256 | 43 | |
| Free cash flow | 1.727 | 3.981 | (2.254) | |
| Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa | 666 | 1.670 | (1.004) | |
| Variazione debiti finanziari correnti e non correnti | 1.428 | (706) | 2.134 | |
| Rimborso di passività per beni in leasing | (475) | (556) | 81 | |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (2.008) | (1.713) | (295) | |
| Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue | (87) | (87) | ||
| Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità | (15) | 79 | (94) | |
| VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI | 1.236 | 2.668 | (1.432) | |
| Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted | 9.523 | 10.797 | (1.274) |
| Variazione dell'indebitamento finanziario netto | Primo Semestre | |||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 Var. ass. | ||
| Free cash flow | 1.727 | 3.981 | (2.254) | |
| Rimborso di passività per beni in leasing | (475) | (556) | 81 | |
| Debiti e crediti finanziari società acquisite | (88) | 88 | ||
| Debiti e crediti finanziari società disinvestite | (147) | (147) | ||
| Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni ⁽ᵃ⁾ | (199) | (422) | 223 | |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (2.008) | (1.713) | (295) | |
| Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue | (87) | (87) | ||
| VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA' PER LEASING | (1.189) | 1.115 | (2.304) | |
| Rimborsi lease liability | 475 | 556 | (81) | |
| Accensioni del periodo e altre variazioni | (250) | (124) | (126) | |
| Variazione passività per beni in leasing | 225 | 432 | (207) | |
| VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA' PER LEASING | (964) | 1.547 | (2.511) |
(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 (€189 milioni e €18 milioni nel primo semestre 2023 e nel primo semestre 2022, rispettivamente).
Il flusso di cassa netto da attività operativa del primo semestre è stato di €7.425 milioni, include €1.340 milioni di dividendi distribuiti dalle partecipate, principalmente da Azule Energy e Vår Energi ed è stato impattato da una riduzione di circa €1 miliardo 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 milioni. Tale misura di risultato adjusted è determinata prima della variazione del capitale di esercizio ed esclude l'utile/perdita di magazzino olio e
2 Informazioni sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 32.
3 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 (Non-GAAP measure)" alle pagine seguenti della presente relazione.
4 Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".
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, accantonamenti/proventi straordinari su crediti e per oneri, 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 di parte del contributo straordinario italiano di circa €0,4 miliardi relativo alla Legge di Bilancio 2023, calcolato con riferimento all'imponibile IRES 2022 e stanziato nel bilancio 2022.
La riconduzione del flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo al flusso di cassa netto da attività operativa è riportata di seguito:
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 | ||
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 7.425 | 7.281 | ||
| Variazione del capitale di esercizio | (1.294) | 3.840 | ||
| Esclusione derivati su commodity | 1.384 | 490 | ||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 609 | (1.351) | ||
| Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo | 8.124 | 10.260 | ||
| Accantonamenti straordinari su crediti, per oneri e altro | 1.399 | 537 | ||
| Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted | 9.523 | 10.797 |
INVESTIMENTI TECNICI E IN PARTECIPAZIONI
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 Var. ass. | Var % | |
| Exploration & Production | 3.978 | 2.551 | 1.427 | 55,9 |
| di cui: - acquisto di riserve proved e unproved | 153 | (153) | (100,0) | |
| - ricerca esplorativa | 366 | 285 | 81 | 28,4 |
| - sviluppo di idrocarburi | 3.511 | 2.044 | 1.467 | 71,8 |
| - progetti CCUS e agro-biofeedstock | 79 | 53 | 26 | 49,1 |
| - altro | 22 | 16 | 6 | 37,5 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 6 | 9 | (3) | (33,3) |
| Sustainable Mobility, Refining e Chimica | 354 | 231 | 123 | 53,2 |
| - Sustainable Mobility e Refining | 285 | 171 | 114 | 66,7 |
| - Chimica | 69 | 60 | 9 | 15,0 |
| Plenitude & Power | 307 | 322 | (15) | (4,7) |
| - Plenitude | 259 | 258 | 1 | 0,4 |
| - Power | 48 | 64 | (16) | (25,0) |
| Corporate e altre attività | 35 | 81 | (46) | (56,8) |
| Effetto eliminazione utili interni | (4) | (1) | (3) | |
| Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾ | 4.676 | 3.193 | 1.483 | 46,4 |
| Investimenti in partecipazioni/business combination | 1.810 | 1.267 | 543 | 42,9 |
| Totale investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination | 6.486 | 4.460 | 2.026 | 45,4 |
(a) 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 come finanziario sono stati rilevati nelle "Altre variazioni" del Rendiconto Finanziario (€189 milioni e €18 milioni nel primo semestre 2023 e nel primo semestre 2022, rispettivamente).
I fabbisogni per gli investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination ammontano a €6.486 milioni e includono il corrispettivo dell'acquisizione degli asset di bp in Algeria, della bio-raffineria di St. Bernard in Chalmette e di asset nel business delle rinnovabili di Plenitude. Questi impieghi di cassa sono stati parzialmente compensati dall'incasso derivante dalla cessione del 49,9% della partecipazione Eni nelle società di gestione dei gasdotti TTPC/Transmed a seguito dell'accordo con Snam e altri asset non strategici.
Gli investimenti tecnici di €4.676 milioni (€3.193 milioni nel primo semestre 2022; +46%) hanno riguardato essenzialmente: - lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€3.511 milioni) in particolare in Costa d'Avorio, Italia, Congo, Egitto, Emirati Arabi Uniti, Stati Uniti e Iraq;
-
l'attività di raffinazione in Italia e all'estero (€248 milioni) finalizzati essenzialmente ad attività di asset integrity e stay in business, nonché agli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; nel marketing (€37 milioni) interventi per obblighi di legge e stay in business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d'Europa;
-
Plenitude (€259 milioni) principalmente per lo sviluppo del business delle rinnovabili, acquisizione di nuovi clienti e attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici.
RISULTATI PER SETTORE DI ATTIVITÀ5
EXPLORATION & PRODUCTION
| Primo Semestre | ||||
|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 | Var. ass. | Var % |
| Utile (perdita) operativo | 4.514 | 9.123 | (4.609) | (50,5) |
| Esclusione special items | 341 | 125 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 4.855 | 9.248 | (4.393) | (47,5) |
| di cui: - CCUS e agro-biofeedstock | (30) | (16) | (14) | |
| Proventi (oneri) finanziari netti | (129) | (115) | (14) | |
| Proventi (oneri) su partecipazioni | 665 | 884 | (219) | |
| di cui: Vår Energi | 280 | 455 | ||
| Azule | 293 | |||
| Imposte sul reddito | (2.863) | (3.869) | 1.006 | |
| Tax rate (%) | 53,1 | 38,6 | 14,5 | |
| Utile (perdita) netto adjusted | 2.528 | 6.148 | (3.620) | (58,9) |
| I risultati includono: | ||||
| Costi di ricerca esplorativa: | 228 | 160 | 68 | 42,5 |
| - costi di prospezioni, studi geologici e geofisici | 119 | 105 | 14 | 13,3 |
| - radiazione di pozzi di insuccesso | 109 | 55 | 54 | 98,2 |
Nel primo semestre 2023 il settore Exploration & Production ha conseguito un utile operativo adjusted di €4.855 milioni, in riduzione del 48% rispetto al primo semestre 2022, per effetto: (i) del calo dei prezzi del petrolio in dollari (il riferimento Brent in calo del 26%) e dei prezzi del gas in tutte le aree geografiche che hanno influito negativamente sui prezzi di realizzo delle produzioni, in particolare in Europa. L'apprezzamento del tasso di cambio EUR/USD (+1%) ha in parte attenuato l'impatto della riduzione dei prezzi, mitigati anche da effetti positivi di 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.
L'utile netto adjusted di €2.528 milioni, in riduzione di €3.620 milioni rispetto al semestre 2022 a seguito della minore performance operativa e delle partecipate, in particolare Vår Energi (€280 milioni, in riduzione di €175 milioni rispetto al semestre 2022). Nel primo semestre 2023, il tax rate è aumentato di circa 15 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, che viene riconosciuta come voce ricorrente; e (iii) dell'impatto di alcuni costi non deducibili (per esempio le radiazioni di costi esplorativi).
5 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 (Non-GAAP measure)" alle pagine seguenti della presente relazione.
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
| Primo Semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 Var. ass. | Var % | |||
| Utile (perdita) operativo | 814 | (2.060) | 2.874 | |||
| Esclusione special item | 1.645 | 2.977 | ||||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 2.459 | 917 | 1.542 | |||
| Proventi (oneri) finanziari netti | (1) | (20) | 19 | |||
| Proventi (oneri) su partecipazioni | 30 | 2 | 28 | |||
| di cui: SeaCorridor | 30 | |||||
| Imposte sul reddito | (681) | (301) | (380) | |||
| Utile (perdita) netto adjusted | 1.807 | 598 | 1.209 |
Nel primo semestre 2023 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha registrato un utile operativo adjusted di €2.459 milioni, in netta crescita rispetto al periodo di confronto del 2022 (+€1.542 milioni), 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, hanno contribuito alla performance la continua ottimizzazione degli asset e l'attività di trading intese a catturare valore dalla volatilità dei prezzi e dai differenziali nei vari mercati, in particolare nel primo trimestre, facendo leva sulla flessibilità del portafoglio gas/GNL.
Il settore ha chiuso il semestre con un utile netto adjusted di €1.807 milioni in aumento di €1.209 milioni rispetto al semestre 2022 a seguito principalmente della crescita della performance operativa.
SUSTAINABLE MOBILITY, REFINING E CHIMICA
| Primo Semestre | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 Var. ass. | Var % | |||
| Utile (perdita) operativo | (575) | 2.279 | (2.854) | |||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 527 | (1.388) | ||||
| Esclusione special item | 289 | 122 | ||||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 241 | 1.013 | (772) | (76,2) | ||
| - Sustainable Mobility | 340 | 246 | 94 | 38,2 | ||
| - Refining | 80 | 757 | (677) | (89,4) | ||
| - Chimica | (179) | 10 | (189) | |||
| Proventi (oneri) finanziari netti | (18) | (29) | 11 | |||
| Proventi (oneri) su partecipazioni | 222 | 218 | 4 | |||
| di cui: ADNOC R> | 224 | 196 | ||||
| Imposte sul reddito | (125) | (324) | 199 | |||
| Utile (perdita) netto adjusted | 320 | 878 | (558) | (63,6) |
Nel primo semestre 2023 il settore Sustainable Mobility, Refining e Chimica ha registrato l'utile operativo adjusted di €241 milioni, in riduzione di €772 milioni rispetto lo stesso periodo del 2022.
Il business Sustainable Mobility ha registrato l'utile operativo adjusted di €340 milioni, +38% rispetto all'utile operativo adjusted proforma del primo semestre 2022, a seguito della riesposizione dei periodi comparativi 2022 per considerare la costituzione della nuova unità di business operativa dal 1° gennaio 20236, grazie al positivo andamento della domanda di carburanti trainata in particolare dai settori dell'aviazione civile e del trasporto su strada.
Il business Refining ha conseguito un utile operativo adjusted di €80 milioni, in riduzione rispetto l'utile operativo adjusted di €757 milioni del primo semestre 2022, a seguito della riduzione degli spread dei prodotti non catturati dal SERM, il restringimento dei differenziali greggi pesanti-leggeri, nonché da fermate programmate.
6 A seguito della costituzione 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. Per il primo semestre 2022 l'utile operativo adjusted per il business SM si ridetermina in €246 milioni (€672 milioni nell'anno 2022) e per il business Refining in €757 milioni (€1.511 milioni nell'anno 2022). 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 risultato del business della Chimica gestito da Versalis ha conseguito una perdita operativa adjusted di €179 milioni nel primo semestre 2023 (utile operativo di €10 milioni nel primo semestre 2022) che riflette eccezionali avverse condizioni di mercato.
Il settore Sustainable Mobility, Refining e Chimica ha registrato l'utile netto adjusted pari a €320 milioni (utile netto di €878 milioni nel periodo di confronto), in riduzione del 64% a seguito del calo della performance operativa.
PLENITUDE & POWER
| Primo Semestre | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 | Var. ass. | Var % | |||
| Utile (perdita) operativo | (311) | 2.613 | (2.924) | ||||
| Esclusione special item | 662 | (2.288) | |||||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 351 | 325 | 26 | 8,0 | |||
| - Plenitude | 265 | 251 | 14 | 5,6 | |||
| - Power | 86 | 74 | 12 | 16,2 | |||
| Proventi (oneri) finanziari netti | (4) | (7) | 3 | ||||
| Proventi (oneri) su partecipazioni | (11) | (2) | (9) | ||||
| Imposte sul reddito | (107) | (102) | (5) | ||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 229 | 214 | 15 | 7,0 |
Nel primo semestre 2023 il business Plenitude ha conseguito l'utile operativo adjusted di €265 milioni, +6% rispetto al semestre di confronto. 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.
Il business Power ha conseguito l'utile operativo adjusted di €86 milioni nel primo semestre 2023 con un incremento del 16,2% rispetto al periodo di confronto 2022, per effetto delle ottimizzazioni e dei minori costi del combustibile.
L'utile netto adjusted di settore è pari a €229 milioni, in aumento del 7% a seguito principalmente della migliore performance operativa.
INDICATORI ALTERNATIVI 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 contabili 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.
EBITDA
Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization, pari all'utile operativo più ammortamenti e svalutazioni. Indica la redditività dell'azienda sulla base delle decisioni operative.
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, dei titoli held for trading e degli altri titoli non strumentali all'attività operativa, 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.
Coverage
Misura di equilibrio finanziario, calcolato come rapporto tra utile operativo e gli oneri finanziari netti.
Current ratio
Indica la capacità dell'impresa di far fronte alle obbligazioni in scadenza ed è calcolato come rapporto tra le attività correnti e le passività correnti.
Debt coverage
Misura chiave utilizzata dalle società di rating per valutare la sostenibilità del debito. Rappresenta il rapporto tra il flusso di cassa netto da attività operativa e l'indebitamento finanziario netto, detraendo dai debiti finanziari le disponibilità liquide e gli impieghi finanziari non funzionali all'attività operativa.
| I semestre 2023 | (€ milioni) | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Mobility, Refining e Sustainable Chimica |
Plenitude & Power | Corporate e altre attività |
Effetto eliminazione utili interni |
Gruppo |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo | 4.514 | 814 | (575) | (311) | (431) | 264 | 4.275 | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 527 | 82 | 609 | |||||
| Esclusione special item: | ||||||||
| - oneri ambientali | 36 | 79 | 174 | 289 | ||||
| - svalutazioni (riprese di valore) nette | 209 | 171 | 9 | 389 | ||||
| - plusvalenze nette su cessione di asset | 3 | (3) | ||||||
| - accantonamenti a fondo rischi | (7) | 15 | 8 | 16 | ||||
| - oneri per incentivazione all'esodo | 8 | 1 | 7 | 1 | 13 | 30 | ||
| - derivati su commodity | 687 | 37 | 660 | 1.384 | ||||
| - differenze e derivati su cambi | 15 | (8) | 23 | 30 | ||||
| - altro | 77 | 965 | (40) | 1 | (3) | 1.000 | ||
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 341 | 1.645 | 289 | 662 | 201 | 3.138 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 4.855 | 2.459 | 241 | 351 | (230) | 346 | 8.022 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾ | (129) | (1) | (18) | (4) | (115) | (267) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾ | 665 | 30 | 222 | (11) | (7) | 899 | ||
| Utile (perdita) ante imposte adjusted | 5.391 | 2.488 | 445 | 336 | (352) | 346 | 8.654 | |
| Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾ | (2.863) | (681) | (125) | (107) | 99 | (96) | (3.773) | |
| Tax rate (%) | 43,6 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 2.528 | 1.807 | 320 | 229 | (253) | 250 | 4.881 | |
| di competenza: | ||||||||
| - interessenze di terzi | 39 | |||||||
| - azionisti Eni | 4.842 | |||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 2.682 | |||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 436 | |||||||
| Esclusione special item | 1.724 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 4.842 |
(a) Escludono gli special item.
BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE ABBREVIATO ALLEGATI 31
| I semestre 2022 | (€ milioni) | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Mobility, Refining e Sustainable Chimica |
Plenitude & Power | Corporate e altre attività |
eliminazione utili Effetto interni |
Gruppo |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo | 9.123 | (2.060) | 2.279 | 2.613 | (419) | (214) | 11.322 | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (1.388) | 37 | (1.351) | |||||
| Esclusione special item: | ||||||||
| - oneri ambientali | 2 | 124 | 98 | 224 | ||||
| - svalutazioni (riprese di valore) nette | 43 | 3 | 103 | 3 | 23 | 175 | ||
| - plusvalenze nette su cessione di asset | (2) | (7) | (9) | |||||
| - accantonamenti a fondo rischi | 7 | 5 | 12 | |||||
| - oneri per incentivazione all'esodo | 17 | 3 | 10 | 69 | 7 | 106 | ||
| - derivati su commodity | 2.874 | (27) | (2.357) | 490 | ||||
| - differenze e derivati su cambi | (14) | 148 | (41) | (3) | 90 | |||
| - altro | 72 | (51) | (40) | (8) | (27) | |||
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 125 | 2.977 | 122 (2.288) | 125 | 1.061 | |||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 9.248 | 917 | 1.013 | 325 | (294) | (177) | 11.032 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti ⁽ᵃ⁾ | (115) | (20) | (29) | (7) | (448) | (619) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni ⁽ᵃ⁾ | 884 | 2 | 218 | (2) | (60) | 1.042 | ||
| Utile (perdita) ante imposte adjusted | 10.017 | 899 | 1.202 | 316 | (802) | (177) | 11.455 | |
| Imposte sul reddito ⁽ᵃ⁾ | (3.869) | (301) | (324) | (102) | 178 | 51 | (4.367) | |
| Tax rate (%) | 38,1 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 6.148 | 598 | 878 | 214 | (624) | (126) | 7.088 | |
| di competenza: - interessenze di terzi |
10 | |||||||
| - azionisti Eni | 7.078 | |||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 7.398 | |||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (962) | |||||||
| Esclusione special item | 642 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni |
7.078 |
(a) Escludono gli special item.
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) | 30 giugno 2023 | 31 dicembre 2022 | Var. ass. |
|---|---|---|---|
| Debiti finanziari e obbligazionari | 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) |
| Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | (8.283) | (8.251) | (32) |
| Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | (822) | (1.485) | 663 |
| 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 | 4.247 | 4.457 | (210) |
| - di cui working interest follower | 479 | 494 | (15) |
| Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 | 12.941 | 11.977 | 964 |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 55.528 | 55.230 | 298 |
| Leverage ante lease liability ex IFRS 16 | 0,15 | 0,13 | 0,02 |
| Leverage post lease liability ex IFRS 16 | 0,23 | 0,22 | 0,01 |
RICONDUZIONE DELL'UTILE COMPLESSIVO
| Primo Semestre | ||
|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2022 |
| Utile (perdita) netto del periodo | 2.721 | 7.408 |
| Componenti non riclassificabili a conto economico | 15 | 98 |
| Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti | 71 | |
| Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI | 15 | 41 |
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
1 | |
| Effetto fiscale | (15) | |
| Componenti riclassificabili a conto economico | (431) | 1.611 |
| Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro | (994) | 3.522 |
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 706 | (2.735) |
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
64 | 36 |
| Effetto fiscale | (207) | 788 |
| Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo | (416) | 1.709 |
| Totale utile (perdita) complessivo del periodo | 2.305 | 9.117 |
| di competenza: | ||
| - azionisti Eni | 2.266 | 9.106 |
| - interessenze di terzi | 39 | 11 |
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
| (€ milioni) | ||
|---|---|---|
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2022 | 44.519 | |
| Totale utile (perdita) complessivo | 9.117 | |
| Dividendi distribuiti agli azionisti Eni | (1.522) | |
| Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate | (13) | |
| Acquisto azioni proprie | (212) | |
| Cedole obbligazioni subordinate perpetue | (87) | |
| Altre variazioni | 210 | |
| Totale variazioni | 7.493 | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2022 | 52.012 | |
| di competenza: | ||
| - azionisti Eni | 51.917 | |
| - interessenze di terzi | 95 | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2023 | 55.230 | |
| Totale utile (perdita) complessivo | 2.305 | |
| Dividendi distribuiti agli azionisti Eni | (1.472) | |
| Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate | (31) | |
| Cedole obbligazioni subordinate perpetue | (87) | |
| Imposte su cedole Bond ibrido | 25 | |
| Acquisto azioni proprie | (437) | |
| Altre variazioni | (5) | |
| Totale variazioni | 298 | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 giugno 2023 | 55.528 | |
| di competenza: | ||
| - azionisti Eni | 55.107 | |
| - interessenze di terzi | 421 | |
RICONDUZIONE DEGLI SCHEMI DI BILANCIO RICLASSIFICATI UTILIZZATI NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE A QUELLI OBBLIGATORI
STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
| Voci dello stato patrimoniale riclassificato | 30 giugno 2023 | 31 dicembre 2022 | |||
|---|---|---|---|---|---|
| (dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale) (€ milioni) |
Rif. alle note al Bilancio consolidato semestrale abbreviato |
Valori da schema legale |
Valori da schema riclassificato |
Valori da schema legale |
Valori da schema riclassificato |
| Capitale immobilizzato Immobili, impianti e macchinari |
57.289 | 56.332 | |||
| Diritto di utilizzo beni in leasing Attività immateriali |
4.233 5.499 |
4.446 5.525 |
|||
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto e altre partecipazioni |
1.397 14.287 |
1.786 13.294 |
|||
| Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | (vedi nota 14) | 2.062 | 1.978 | ||
| Debiti netti relativi all'attività di investimento, composti da: | (2.580) | (2.320) | |||
| - passività per attività di investimento correnti - passività per attività di investimento non correnti |
(vedi nota 8) (vedi nota 8) |
(20) (78) |
(4) (79) |
||
| - crediti per attività di disinvestimento | (vedi nota 6) | 408 | 301 | ||
| - crediti per attività di disinvestimento non correnti | (vedi nota 8) | 23 | 23 | ||
| - debiti verso fornitori per attività di investimento Totale Capitale immobilizzato |
(vedi nota 15) | (2.913) | 82.187 | (2.561) | 81.041 |
| Capitale di esercizio netto | |||||
| Rimanenze | 6.074 | 7.709 | |||
| Crediti commerciali Debiti commerciali |
(vedi nota 6) (vedi nota 15) |
10.644 (11.122) |
16.556 (19.527) |
||
| Attività (passività) tributarie nette, composti da: | (3.866) | (2.991) | |||
| - passività per imposte sul reddito correnti | (1.775) | (2.108) | |||
| - passività per imposte sul reddito non correnti - passività per altre imposte correnti |
(vedi nota 8) | (213) (2.375) |
(253) (1.463) |
||
| - passività per imposte differite | (5.565) | (5.094) | |||
| - passività per altre imposte non correnti | (vedi nota 8) | (26) | (34) | ||
| - attività per imposte sul reddito correnti - attività per imposte sul reddito non correnti |
644 110 |
317 114 |
|||
| - attività per altre imposte correnti | (vedi nota 8) | 665 | 807 | ||
| - attività per imposte anticipate | 4.509 | 4.569 | |||
| - attività per altre imposte non correnti - crediti per consolidato fiscale |
(vedi nota 8) (vedi nota 6) |
159 8 |
157 3 |
||
| - debiti per consolidato fiscale | (vedi nota 15) | (7) | (6) | ||
| Fondi per rischi e oneri | (15.198) | (15.267) | |||
| Altre attività (passività), composti da: - crediti finanziari strumentali all'attività operativa a breve termine |
(vedi nota 14) | 355 | 8 | 316 | |
| - crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri | (vedi nota 6) | 8 3.785 |
3.980 | ||
| - altre attività correnti | (vedi nota 8) | 5.520 | 12.014 | ||
| - altri crediti e altre attività non correnti | (vedi nota 8) | 2.183 | 2.056 | ||
| - acconti e anticipi, debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione e altri |
(vedi nota 15) | (3.424) | (3.615) | ||
| - altre passività correnti | (vedi nota 8) | (4.411) | (11.006) | ||
| - altri debiti e altre passività non correnti Totale Capitale di esercizio netto |
(vedi nota 8) | (3.306) | (13.113) | (3.121) | (13.204) |
| Fondi per benefici ai dipendenti | (783) | (786) | |||
| Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili | 178 | 156 | |||
| composte da: - attività destinate alla vendita |
391 | 264 | |||
| - passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita | (213) | (108) | |||
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 68.469 | 67.207 | |||
| Patrimonio netto degli azionisti Eni comprese interessenze di terzi | 55.528 | 55.230 | |||
| Indebitamento finanziario netto Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: |
28.737 | 26.917 | |||
| ‐ passività finanziarie a lungo termine | 22.043 | 19.374 | |||
| ‐ quote a breve di passività finanziarie a lungo termine ‐ passività finanziarie a breve termine |
4.084 2.610 |
3.097 4.446 |
|||
| a dedurre: | |||||
| Disponibilità liquide ed equivalenti | (11.417) | (10.155) | |||
| Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa |
(vedi nota 14) | (8.283) (822) |
(8.251) (1.485) |
||
| Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 | 8.215 | 7.026 | |||
| Passività per beni in leasing, composti da: | 4.726 | 4.951 | |||
| - passività per beni in leasing a lungo termine | 3.873 | 4.067 | |||
| - quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine | 853 | 884 | |||
| Totale Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 ⁽ᵃ⁾ |
12.941 | 11.977 | |||
| COPERTURE | 68.469 | 67.207 |
(a) Per maggiori dettagli sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto si veda anche la nota 17 al Bilancio consolidato semestrale abbreviato.
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
| Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale |
Primo Semestre 2023 | Primo Semestre 2022 | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Valori da schema legale |
Valori da schema riclassificato |
Valori da schema legale |
Valori da schema riclassificato |
||
| (€ milioni) | |||||
| Utile (perdita) netto Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da |
2.721 | 7.408 | |||
| attività operativa: | |||||
| Ammortamenti e altri componenti non monetari | 3.161 | 2.765 | |||
| - ammortamenti | 3.725 | 3.390 | |||
| - svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, | |||||
| immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing | 389 | 175 | |||
| - radiazioni | 135 | 47 | |||
| - effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (691) | (850) | |||
| - altre variazioni | (420) | (52) | |||
| - variazione fondo per benefici ai dipendenti | 23 | 55 | |||
| Plusvalenze nette su cessioni di attività | (418) | (444) | |||
| Dividendi, interessi e imposte - dividendi |
(92) | 3.071 | (151) | 5.185 | |
| - interessi attivi | (236) | (49) | |||
| - interessi passivi | 482 | 490 | |||
| - imposte sul reddito | 2.917 | 4.895 | |||
| Flusso di cassa del capitale di esercizio | 1.294 | (3.840) | |||
| - rimanenze | 2.063 | (3.073) | |||
| - crediti commerciali | 6.043 | (147) | |||
| - debiti commerciali | (8.444) | (645) | |||
| - fondi per rischi e oneri | (140) | 108 | |||
| - altre attività e passività | 1.772 | (83) | |||
| Dividendi incassati | 1.340 | 305 | |||
| Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati | (3.389) | (3.664) | |||
| Interessi (pagati) incassati - Interessi incassati |
153 | (355) | 13 | (434) | |
| - Interessi pagati | (508) | (447) | |||
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 7.425 | 7.281 | |||
| Investimenti | (4.676) | (3.193) | |||
| - attività materiali | (4.551) | (3.072) | |||
| - attività immateriali | (125) | (121) | |||
| Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda | (1.810) | (1.267) | |||
| ‐ partecipazioni | (1.182) | (1.097) | |||
| ‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità | (628) | (170) | |||
| liquide ed equivalenti acquisite | |||||
| Disinvestimenti | 489 | 904 | |||
| - attività materiali | 42 | 7 | |||
| - attività immateriali | 32 | 12 | |||
| ‐ imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità | 380 | 4 | |||
| liquide ed equivalenti cedute | |||||
| - partecipazioni | 35 | 881 | |||
| Altre variazioni relative all'attività di investimento e disinvestimento | 299 | 256 | |||
| ‐ titoli e crediti strumentali all'attività operativa | (148) | (146) | |||
| ‐ variazione debiti relativi all'attività di investimento | 356 | 297 | |||
| ‐ titoli e crediti strumentali all'attività operativa | 24 | 80 | |||
| ‐ variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento | 67 | 25 | |||
| Free cash flow | 1.727 | 3.981 |
segue RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
| Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale |
Primo Semestre 2023 | Primo Semestre 2022 | ||
|---|---|---|---|---|
| Valori da schema legale |
Valori da schema riclassificato |
Valori da schema legale |
Valori da schema riclassificato |
|
| (€ milioni) | ||||
| Free cash flow | 1.727 | 3.981 | ||
| Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività | 666 | 1.670 | ||
| ‐ variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | 666 | 1.670 | ||
| Variazione debiti finanziari correnti e non correnti - assunzione di debiti finanziari non correnti - rimborsi di debiti finanziari non correnti - incremento (decremento) di debiti finanziari correnti Rimborso di passività per beni in leasing Flusso di cassa del capitale proprio - apporti (rimborsi) netti di capitale da (ad) azionisti terzi - acquisto di azioni proprie - acquisto di quote di partecipazioni in società consolidate ‐ dividendi pagati agli azionisti Eni ‐ dividendi pagati ad altri azionisti Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue - pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità |
4.050 (509) (2.113) (16) (406) (57) (1.509) (20) (87) |
1.428 (475) (2.008) (87) (15) |
129 (3.694) 2.859 20 (195) (5) (1.520) (13) (87) |
(706) (556) (1.713) (87) 79 |
| - effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti |
(15) | 79 | ||
| VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA' LIQUIDE ED EQUIVALENTI | 1.236 | 2.668 |
Fattori di rischio e incertezza
RISCHI CONNESSI ALLA CICLICITA' DEL SETTORE OIL & GAS
Il prezzo del petrolio allo stato resta la principale variabile che influenza i risultati finanziari e le prospettive industriali di Eni e, al pari delle altre materie prime, ha una storia di volatilità dovuta alla correlazione con il ciclo economico. L'andamento del prezzo del greggio nel breve termine è determinato dall'equilibrio tra la domanda e l'offerta globale e dal livello delle scorte. La domanda petrolifera è correlata a un complesso insieme di fattori quali la congiuntura economica globale, l'andamento delle variabili monetarie (inflazione, tassi d'interesse, offerta di moneta), gli sviluppi geopolitici quali guerre, pandemie, tensioni nell'area del Golfo, i rapporti tra USA e Cina e altri ancora.
Nel lungo termine, la domanda è influenzata: (i) in positivo, dalla crescita demografica, dal miglioramento del tenore di vita e dall'espansione del PIL mondiale; (ii) in negativo, dalla disponibilità di fonti energetiche alternative, dall'evoluzione delle tecnologie, dai cambiamenti nelle preferenze dei consumatori e, infine, dalle misure e dalle altre iniziative adottate o pianificate dai governi per contrastare i cambiamenti climatici e contenere le emissioni di anidride carbonica. Il Management ritiene che la spinta a ridurre le emissioni di anidride carbonica e la transizione energetica in corso porteranno verosimilmente nel lungo periodo a una riduzione strutturale della domanda e dei prezzi del petrolio.
Dopo i sostanziali rialzi di prezzo che hanno fatto seguito all'aggressione militare dell'Ucraina da parte della Russia nel febbraio 2022 con valori prossimi ai massimi storici, il mercato petrolifero è entrato in una fase di downturn che si protrae ininterrottamente dal luglio 2022 (alla chiusura della presente relazione semestrale al 30 giugno 2023 sono esattamente dodici mesi). In tale arco temporale, le quotazioni del greggio di riferimento Brent hanno corretto di circa il 30% (da una media di circa 110 \$/bbl nel primo semestre 2022 vs 80 \$/bbl in media nel primo semestre 2023). Tale negativo andamento riflette le aspettative di recessione dell'economia globale, anche per effetto delle politiche monetarie restrittive adottate dalle banche centrali per combattere l'inflazione post COVID-19, che hanno indotto gli operatori finanziari a ridurre progressivamente le posizioni lunghe sul prezzo del petrolio. Il default di alcune banche regionali USA ha ulteriormente pesato sul sentiment degli operatori causando fasi di liquidazione di massa delle posizioni future sul WTI e sul Brent. Il mercato fisico ha mantenuto buoni fondamentali grazie alla tenuta della domanda alimentata dalla riapertura dell'economia cinese, mentre quella europea frena e in misura minore anche quella USA, e alla costante discesa delle scorte globali di greggio e prodotti, nonostante la prosecuzione del programma di rilascio di parte della Strategic Petroleum Reserve statunitense. Tuttavia, le aspettative degli operatori per una discesa più accentuata delle scorte non si sono avverate a causa degli upside produttivi di Russia, Iran e Venezuela, che hanno esportato grandi quantità di greggio verso i paesi asiatici non aderenti ai regimi sanzionatori occidentali, nonché della crescita del Brasile. L'OPEC+ è intervenuta nell'intento di ridurre il mismatch tra il mercato fisico e quello paper con un taglio produttivo volontario di 1,16 milioni di barili/giorno in aprile, che si cumula a quello attuato lo scorso ottobre pari a 2 milioni di barili (relativo alle quote), e, agli inizi di giugno, con un ulteriore taglio volontario da parte dell'Arabia Saudita di 1 milione di barili/giorno in vigore nel mese di luglio con possibile estensione, nonché la conferma dei ridotti livelli produttivi da parte di tutti i membri del cartello fino al dicembre 2024. Resta il fattore d'incertezza per la coesione stessa del cartello rappresentato dalla Russia che, pur aderendo agli impegni di tagli produttivi del cartello ha di fatto mantenuto esportazioni record fin qui nel 2023.
Le compagnie petrolifere internazionali quotate hanno mantenuto la disciplina finanziaria adottata in risposta alla crisi di mercato causata dal COVID-19, caratterizzata da un approccio prudente alle decisioni d'investimento, piani di spesa finalizzati al solo sostegno delle produzioni, rinunciando alla crescita e privilegiando nell'allocazione dei flussi di cassa generati in un ambiente di prezzi ancora elevati la ristrutturazione dei bilanci e la remunerazione degli azionisti. Inoltre, la sottovalutazione dei titoli azionari delle compagnie petrolifere (in termini di comuni multipli di borsa rispetto alla media degli indici azionari) rende più attrattivo l'investimento nel riacquisto delle azioni proprie rispetto a investimenti di crescita delle produzioni.
L'outlook per la seconda parte del 2023 rimane incerto, condizionato dai timori di hard landing dell'economia, in particolare quella statunitense, da una ripresa dell'economia cinese post-pandemia meno robusta del previsto e dai rischi di instabilità finanziaria dovuti alle politiche monetarie restrittive in atto da parte delle banche centrali. Il prezzo del petrolio potrebbe essere sostenuto dalla tenuta della domanda prevista crescere di circa 2,4 milioni di barili/giorno stabilendo un nuovo record a oltre 102 milioni, anche in vista dell'imminente travel season e dagli effetti della soppressione di offerta da parte dell'OPEC+. Permangono i rischi sistemici relativi all'evoluzione del conflitto tra Russia e Ucraina che potrebbe influenzare negativamente lo scenario macroeconomico. Il management ha scontato tali fattori in una previsione di prezzo di 80 \$/bbl per il greggio Brent nel 2023/2024, in calo rispetto alla previsione del piano 2023-2026, e un valore di lungo termine nominale di 80 \$/bbl sulla base di uno scenario mid-cycle fino al 2030-2035. Oltre tale orizzonte, il prezzo del petrolio è previsto in declino per riflettere la decarbonizzazione dell'economia.
I prezzi del gas naturale hanno registrato una correzione ancora più accentuata, dopo avere registrato valori record durante l'estate scorsa in connessione con l'intensa attività di riempimento degli stoccaggi in vista di una possibile crisi invernale dovuta alla carenza delle forniture russe, raggiungendo valori pari a circa 300 €/Mwh ai mercati spot continentali. Nei mesi successivi, i fondamentali del mercato sono mutati in modo sostanziale per effetto di una stagione invernale mite, dell'aumento record della produzione USA e delle esportazioni grazie all'entrata in esercizio di nuova capacità di liquefazione nel Golfo del Messico e alla riduzione strutturale dei consumi industriali a causa di chiusure definitive di impianti energivori nel continente e alla delocalizzazione di produzioni, nonché adeguati livelli di stoccaggio. Il prezzo del gas ha corretto di circa l'80% rispetto al picco storico di agosto 2022 e di circa il 50% su base media nel primo semestre 2023 vs primo semestre 2022 (a 45 €/MWh per lo spot TTF rispetto ai circa 96 €/MWh). Per la seconda metà del 2023 i prezzi del gas naturale sono attesi sui livelli del primo semestre. Nel medio lungo termine i prezzi sono attesi convergere sul valore di equilibrio di circa 35 €/MWh in relazione all'avvio di rilevanti progetti GNL.
L'andamento dei prezzi degli idrocarburi ha influito negativamente sulla performance operativa del settore E&P che nel primo semestre 2023 ha riportato una contrazione di circa il 48% a €4,85 miliardi (-€4,4 miliardi) rispetto al primo semestre 2022. I risultati del Gruppo, principalmente del settore Exploration & Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e del gas naturale. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi ha effetti negativi sui ricavi, sull'utile operativo e sui flussi di cassa a livello consolidato, determinando la flessione dei risultati nel confronto anno su anno.
Nel portafoglio corrente Eni, l'esposizione al rischio prezzo riguarda circa il 40% della produzione di petrolio e gas del Gruppo. Tale esposizione, per scelta strategica, non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura economica, salvo particolari situazioni aziendali o di mercato. La parte restante della produzione del Gruppo non è esposta al rischio prezzo, poiché è regolata dallo schema contrattuale di Production Sharing Agreement ("PSA") che garantisce il recupero di un ammontare fisso dei costi sostenuti attraverso l'attribuzione di un corrispondente numero di barili, esponendola pertanto a un rischio legato al numero di barili. L'analisi di sensitività per l'anno 2023 prevede una variazione del flusso di cassa operativo prima del capitale circolante al costo di rimpiazzo di circa €0,13 miliardi a fronte di variazioni del Brent di 1 USD/barile rispetto al prezzo previsivo 2023 pari a 80 \$/bbl; si precisa che tale analisi di sensitività è ritenuta valida per variazioni di prezzo limitate rispetto alla previsione.
L'attività Oil & Gas è un settore che necessita di ingenti risorse finanziarie per l'esplorazione e lo sviluppo delle riserve di idrocarburi. Storicamente, gli investimenti upstream sono stati finanziati attraverso l'autofinanziamento, gli incassi da dismissioni e ricorrendo a nuovo indebitamento. I flussi di cassa operativi e l'accesso al mercato dei capitali del Gruppo sono soggetti a diverse variabili, quali: (i) l'ammontare delle riserve certe del Gruppo; (ii) il volume di petrolio e di gas naturale che il Gruppo è in grado di produrre e vendere dai pozzi esistenti; (iii) i prezzi di vendita del petrolio e del gas naturale; (iv) la capacità di acquisire, trovare e produrre nuove riserve; e (v) la capacità e la disponibilità dei finanziatori del Gruppo a concedere credito per sostenere i programmi di sviluppo del Gruppo.
Un calo dei prezzi del petrolio e del gas per periodi prolungati potrebbe avere effetti negativi rilevanti sulla performance e sulle prospettive reddituali del Gruppo, poiché uno scenario di contrazione potrebbe limitare la capacità del Gruppo di finanziare i progetti di espansione, riducendo la capacità di crescere in futuro in termini di produzione e ricavi e di rispettare gli obblighi contrattuali. Ove ciò si verificasse, il Gruppo potrebbe essere costretto a rivedere le decisioni di investimento e la fattibilità dei progetti di sviluppo e dei piani di investimento e, a seguito di tale revisione, potrebbe riprogrammare, rinviare, ridurre o cancellare i progetti di sviluppo. Un calo strutturale dei prezzi degli idrocarburi potrebbe determinare una revisione dei valori contabili delle proprietà di petrolio e gas, con la conseguente registrazione di significative svalutazioni delle attività, nonché revisioni negative (debooking) delle riserve di idrocarburi, qualora diventassero antieconomiche in questo tipo di contesto.
Nonostante Eni adotti presidi di controllo della redditività dei progetti per verificarne la sostenibilità anche in presenza di scenari prezzo depressi, nonché un framework finanziario basato sulla selettività nelle decisioni d'investimento e sul mantenimento di un adeguato livello di leverage e di riserve di liquidità, il verificarsi di tali rischi potrebbe influenzare negativamente le prospettive di business, i risultati operativi, la generazione di cassa, la liquidità del Gruppo e i ritorni per gli azionisti.
Il settore della raffinazione oil e la Chimica sono business ciclici, i cui risultati dipendono dai trend nell'offerta e nella domanda dei prodotti petroliferi e commodity plastiche, funzione a loro volta della congiuntura economica, e dei relativi margini di vendita. L'impatto dei movimenti del prezzo del petrolio sui risultati di tali business varia in funzione del ritardo temporale con il quale le quotazioni dei prodotti si adeguano alle variazioni del costo della materia prima, che dipende a sua volta dalle dinamiche competitive dei mercati a valle.
Nel primo semestre 2023 il settore raffinazione di Eni ha beneficiato di condizioni di mercato ancora complessivamente
favorevoli dopo l'anno record del 2022, grazie al positivo andamento della domanda di carburanti trainata in particolare dai settori dell'aviazione civile e del trasporto su strada civile, ai colli di bottiglia nel sistema/ritardi negli start-up e alla sensibile riduzione del costo del gas. Questi fattori positivi sono stati attenuati dalla riduzione della redditività del gasolio, che sconta il rallentamento dell'attività industriale. Margine medio SERM nel primo semestre 2023 su livelli ancora sostenuti con una media di 9 \$/bbl. È prevedibile che i margini di raffinazione si indeboliscano nel medio termine per effetto dell'ingresso di nuova capacità in Medio Oriente e Cina con l'avvio di impianti di dimensioni mega. Il settore della raffinazione europea si conferma un business caratterizzato da fattori di debolezza strutturale a causa della competizione da parte di produttori con maggiori economie di scala e minori costi operativi per oneri ambientali, nonché in considerazione dell'atteso declino della domanda di benzina continentale per effetto delle politiche di decarbonizzazione dell'EU.
Il business della Chimica Eni è caratterizzato da dinamiche di mercato simili alla raffinazione: eccesso di capacità, pressione competitiva da parte di produttori con maggiori economie di scala o altri vantaggi di costo (Medio-Oriente e USA), flessione della domanda nelle geografie più prossime (Italia, Europa) a causa dell'evoluzione delle preferenze dei consumatori in relazione alle tematiche ambientali. Nel primo semestre 2023, in linea con quanto registrato nel 2022, il settore ha continuato a sottoperformare a causa dei deboli fondamentali in relazione allo scarso dinamismo della domanda in Europa, alla pressione competitiva da parte di geografie con migliori posizioni di costo (USA, Far East) nonché per effetto del completo re-opening della Cina post COVID-19. Inoltre, le incertezze macroeconomiche hanno indotto i distributori a posticipare gli ordini, minimizzando le giacenze di magazzino, in tal via aumentando la disponibilità dei prodotti sul mercato. Tali negativi andamenti sono stati attenuati dalla moderazione del costo della carica petrolifera e del gas naturale. Non si prevedono significativi miglioramenti del quadro del settore nella seconda parte dell'anno.
Il management sta attuando un percorso strategico di riposizionamento di questi due business con l'obiettivo di ridurre il peso in portafoglio dei segmenti commodity caratterizzati da deboli fondamentali ed esposti alla volatilità dei margini degli idrocarburi, a beneficio dei business dei biocarburanti e della chimica da fonte rinnovabile e da riciclo, nonché aumentando la specializzazione verso polimeri a elevato valore aggiunto, caratterizzati da maggiore stabilità ed interessanti prospettive di crescita.
RISCHI CONNESSI AL CAMBIAMENTO CLIMATICO
Eni opera nel contesto delle politiche di transizione e sicurezza energetica messe in atto dai governi di numerosi stati, in linea con gli obiettivi dell'Accordo di Parigi. I governi potrebbero adottare misure di stimolo sempre crescente allo sviluppo delle energie rinnovabili e dei veicoli elettrici che darebbero nuovo impulso ai già rilevanti investimenti in corso da parte delle utility energetiche e delle case automobilistiche e di vari settori industriali; a tale spinta si aggiunge il demand-pull relativo all'evoluzione delle preferenze dei consumatori e allo sviluppo di tecnologie in grado di portare sul mercato nuovi vettori energetici. Questi trend potrebbero determinare una diminuzione strutturale della domanda d'idrocarburi nel medio/lungo termine. In tale contesto, Eni sta attuando una strategia di riposizionamento del portafoglio basato sulla progressiva riduzione del peso degli idrocarburi a beneficio della crescita delle energie rinnovabili e dei carburanti ecocompatibili. Ciononostante, allo stato la redditività e la generazione di cassa del Gruppo dipendono in misura prevalente dal settore E&P, i cui principali driver sono i prezzi del petrolio e del gas naturale. Ne consegue che qualora, per effetto degli sviluppi di mercato/tecnologici descritti e in ragione di un eventuale mutato contesto internazionale e nazionale, il ritmo della transizione energetica dovesse modificarsi, potrebbero conseguirne anche rilevanti effetti, in termini di riduzione sulle prospettive di crescita, i risultati operativi, il cash flow e i ritorni per gli azionisti.
Eni è soggetta a rischi di natura legale e reputazionale in relazione alla percezione da parte della società civile delle compagnie petrolifere quali responsabili consapevoli degli effetti dell'attività fossile sul cambiamento climatico. Questo potrebbe comportare limitazioni o condizionamenti sulle attività operative delle compagnie petrolifere, nonché un aumento dei rischi legali connessi alla proposizione di azioni giudiziali da parte di un numero potenzialmente crescente di attori (esponenti della società civile, NGO, associazioni di consumatori, ecc.) per presunte violazioni connesse al cambiamento climatico. Ad esempio, nel corso del primo semestre Eni è stata citata in giudizio da parte di alcune NGO e privati cittadini per presunte responsabilità per il cambiamento climatico.
Il rischio reputazionale comprende la crescente pressione degli investitori "attivisti" nei confronti dei board delle compagnie petrolifere per accelerare le strategie e i piani di transizione nonché il rischio emergente di un progressivo disimpegno dei prestatori di capitale dal settore Oil & Gas dovuto alla necessità degli asset manager, delle banche e delle società assicurative di dare seguito al mandato ESG e di conseguire gli obiettivi emissivi veicolando le risorse finanziarie verso settori economici/aziende che vengono percepite come maggiormente allineate nel breve termine agli obiettivi di Parigi. Recentemente, alcuni grandi banche e istituzioni finanziarie (l'ultima in ordine temporale BNP Paribas nel maggio 2023, che è stata anche coinvolta in un contenzioso volto inter alia a ottenere la cessazione del finanziamento al settore fossile) hanno annunciato di interrompere da subito il finanziamento diretto di nuovi progetti oil&gas, segnalando un'accelerazione del disimpegno del mondo finanziario dagli idrocarburi. Questo potrebbe comportare difficoltà di accesso al mercato dei capitali e una crescente pressione sui titoli delle società Oil & Gas, con conseguente aumento dei costi di finanziamento e del rischio equity.
In ambito normativo, l'introduzione di normative sempre più stringenti nei confronti delle imprese sotto forma di meccanismi di carbon pricing, quali l'ETS europeo, e di monitoraggio e reporting delle emissioni condurrà verosimilmente a un aumento significativo dei costi di compliance nel medio-lungo termine.
L'adozione da parte dei governi di provvedimenti finalizzati ad accelerare la riduzione del consumo d'idrocarburi o l'introduzione di restrizioni dell'attività estrattiva potrebbero determinare effetti, in termini di riduzione dei risultati economici, del flusso di cassa e delle prospettive di crescita di Eni.
Le attività Eni e i relativi asset sono esposti ai rischi fisici acuti derivanti da fenomeni meteorologici estremi (tempeste, inondazioni, incendi o ondate di calore) e a rischi fisici cronici, derivanti da mutamenti climatici a più lungo termine. Questi fenomeni potrebbero determinare danni materiali agli asset aziendali, comportare interruzioni più o meno prolungate delle operazioni industriali e possibili aumenti dei costi di fornitura delle materie prime, con possibile perdita di risultato, di cash flow e incremento dei costi di ripristino e manutenzione oltre che avere un impatto sulle comunità e i servizi territoriali.
RISCHI CONNESSI ALLA SITUAZIONE MACROECONOMICA GLOBALE, AGLI EVENTI MILITARI E ALLE CONSEGUENZE GEOPOLITICHE DELL'AGGRESSIONE MILITARE RUSSA DELL'UCRAINA
I risultati reddituali e i flussi finanziari attesi dal Gruppo nel 2023 sono esposti ai rischi di rallentamento dell'economia globale o di una possibile recessione con la conseguente riduzione delle aspettative di crescita della domanda di idrocarburi, anche per effetto delle politiche monetarie restrittive da parte delle banche centrali per contrastare la ripresa dell'inflazione che potrebbe comportare un "hard landing" dell'economia, in particolare degli USA, con conseguenze negative sulla domanda petrolifera dovute sia all'effetto diretto dei maggiori tassi d'interesse sulla crescita delle imprese, sia al possibile apprezzamento del dollaro USA che renderebbe più costoso il prezzo del greggio nelle altre valute.
Le tensioni geopolitiche a livello internazionale causate dall'invasione russa dell'Ucraina nonché dall'imposizione di sanzioni di vario ordine nei confronti della Russia e di soggetti russi aumentano i rischi sistemici. Il rischio del prolungarsi del conflitto, il rischio di allargamento delle operazioni militari e della crisi geopolitica, nonché gli impatti delle sanzioni economiche imposte dalla comunità internazionale nei confronti della Russia possono incidere sull'attività produttiva mondiale, sulla catena delle forniture e sulla fiducia dei consumatori, delle imprese e degli investitori con conseguenti ritardi o arresti nelle decisioni di spesa e d'investimento. Il verificarsi di tali eventi potrebbe innescare un rallentamento del ciclo macroeconomico, una stagnazione o, nel peggiore dei casi, una recessione globale. Tali condizioni potrebbero determinare una riduzione della domanda delle materie prime energetiche e una conseguente riduzione dei prezzi, con ricadute negative sui risultati economici, il flusso di cassa e la realizzazione dei piani industriali del Gruppo.
La principale esposizione di Eni nei confronti della Russia riguarda i contratti di approvvigionamento di gas naturale di lungo termine con la società russa Gazprom export. Nel primo semestre 2023 le forniture di gas da Gazprom export a Eni si sono di fatto azzerate nell'ambito di varie controversie commerciali tra le parti (nel 2022 avevano coperto il 18% degli acquisti totali di gas naturale del Gruppo al servizio del mercato europeo). Eni, avendo adempiuto ai propri impegni contrattuali, prevede che tale situazione si protrarrà anche nel secondo semestre data anche l'invarianza del contesto esterno. I piani commerciali del Gruppo per l'anno in corso avevano scontato questa possibilità, limitando coerentemente gli impegni di vendita. Per far fronte a questa situazione, il Gruppo attraverso varie iniziative commerciali, quali ad esempio l'utilizzo delle flessibilità contrattuali per aumentare i prelievi da altre geografie e l'aumento delle produzioni, ha ridotto in modo significativo la dipendenza dal gas russo e intende continuare in questa strategia con l'obiettivo di essere in grado di affrancarsi completamente nel più breve tempo possibile, facendo leva in particolare sullo sviluppo di importanti progetti di valorizzazione delle riserve equity. Il complessivo processo di sostituzione del gas russo nel portafoglio Eni potrebbe far emergere eventuali rischi operativi e finanziari.
RISCHIO MERCATO
Eni è esposta ai rischi di fluttuazioni dei prezzi delle commodity, dei tassi di cambio dell'euro con le principali valute, in particolare lo USD, e dei tassi di interesse che potrebbe comportare una diminuzione del valore di bilancio delle attività o un incremento delle passività o un impatto negativo sui cash flow. Tali esposizioni sono normalmente gestite dal Gruppo tramite l'utilizzo di strumenti derivati, ad eccezione delle esposizioni cd. strategiche relative alle produzioni delle riserve, ai margini di raffinazione e ad una quota dei volumi di gas naturale approvvigionati dai contratti long-term, venduti al mercato grossista, salvo particolari situazioni di mercato, nonché l'esposizione al dollaro USA relativa alla conversione in euro dei bilanci delle società del settore E&P che hanno il dollaro come valuta funzionale. Con riguardo a quest'ultima, l'analisi di sensitività per
l'anno 2023 prevede una variazione del flusso di cassa operativo prima del capitale circolante al costo di rimpiazzo di circa €0,58 miliardi a fronte di variazioni di 5 centesimi del tasso di cambio USD/EUR rispetto all'assunzione del management per il 2023 pari a un cambio USD/EUR di 1,08.
Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione Finanziaria Annuale 2022.
RISCHIO PAESE
Al 31 dicembre 2022, circa l'81% delle riserve certe di idrocarburi del Gruppo risulta localizzato in Paesi non OCSE, principalmente in Africa, Asia Centrale e Medio Oriente che per varie ragioni sono caratterizzati da un minore grado di stabilità non solo politica, sociale ed economica ma anche normativa rispetto ai Paesi dell'OCSE. Tale instabilità e incertezza anche del quadro legislativo può causare eventi destabilizzanti quali conflitti interni, rivoluzioni, instaurazione di regimi non democratici, disordine sociale, scioperi, atti di vandalismo alle infrastrutture, furti di petrolio dalle pipeline e altre forme di disordine civile e fenomeni similari tali da compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare in condizioni economiche e di assicurarsi l'accesso alle riserve di idrocarburi.
I principali rischi connessi all'attività svolta in tali Paesi esteri sono rappresentati da: (i) mancanza di un quadro legislativo stabile e incertezze sulla tutela dei diritti della compagnia straniera in caso di inadempienze contrattuali da parte di soggetti privati o Enti di Stato; (ii) sviluppi o applicazioni penalizzanti di leggi, regolamenti, modifiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset del Gruppo, disinvestimenti forzosi, nazionalizzazioni ed espropriazioni; (iii) restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione; (iv) incrementi della fiscalità applicabile; (v) complessi iter di rilascio/rinnovo di autorizzazioni e permessi che impattano sul time-to-market dei progetti di sviluppo; (vi) sistema di sanzioni irrogate dagli USA e dall'UE nei confronti di determinati Paesi che possono compromettere la capacità dell'Emittente di continuare a svolgere le proprie attività o a svolgerle con talune limitazioni.
Nello scenario corrente, il Gruppo Eni è esposto ad un maggiore profilo di rischio in relazione alla propria operatività in Venezuela e Nigeria a causa delle difficoltà finanziarie di questi paesi che si sono estese alle compagnie petrolifere statali e compagnie locali, che sono partner del Gruppo nell'esecuzione di progetti Oil & Gas o che acquistano la produzione equity del Gruppo.
Per quanto riguarda la Libia, uno dei paesi a più elevato rischio politico nel recente passato, la situazione di maggiore stabilità interna ha consentito il regolare svolgimento delle attività estrattive, nonché la verifica di opportunità con la compagnia di stato NOC per possibili futuri sviluppi di riserve gas nel Paese ed in altri ambiti.
Il Venezuela attraversa una crisi strutturale economica e finanziaria causata dalla contrazione delle entrate del settore petrolifero che hanno risentito sia della crisi connessa al COVID-19, sia delle sanzioni USA volte a colpire il settore petrolifero del Paese, il Governo venezuelano e le società di Stato del petrolio. L'outlook finanziario del Paese rappresenta un rischio per il recupero dell'investimento Eni nel progetto Perla, un grande giacimento offshore a gas, operato dalla società locale Cardón IV, joint venture paritetica con un'altra compagnia petrolifera internazionale. Gli investimenti e le riserve in altri progetti Eni nel Paese sono stati completamente svalutati in precedenti reporting period a causa dei rischi connessi all'ambiente operativo. Correntemente il capitale investito Eni nel Paese ammonta a circa €1 miliardo, relativo principalmente ai crediti commerciali scaduti verso la società di Stato Petróleos de Venezuela SA ("PDVSA") per le forniture del gas equity del giacimento Perla, la cui recuperabilità è resa difficoltosa dal regime sanzionatorio USA. Nel corso del primo semestre 2023 l'aumento dei crediti connesso alle forniture di gas naturale del periodo è stato in parte compensato da alcuni rimborsi in kind, mediante assegnazione di carichi di greggio di proprietà PDVSA nel rispetto del quadro sanzionatorio vigente.
In Nigeria, il Gruppo ha delle esposizioni creditizie a rischio relative al finanziamento dei progetti Oil & Gas del Paese, di cui Eni, in qualità di operatore, sostiene i costi di sviluppo addebitandoli, in proporzione alle rispettive quote di partecipazione nell'iniziativa, alla compagnia petrolifera di Stato NNPC e a eventuali partner locali. L'ammontare dei crediti scaduti nei confronti della controparte di Stato mostra un trend decrescente, mentre continua a deteriorarsi l'esposizione nei confronti del partner compagnia petrolifera locale che ha sospeso i pagamenti per chiamate fondi da alcuni anni stante l'arbitrato in corso relativo alla contestazione sull'ammontare degli addebiti Eni.
Altri rischi paese in Nigeria sono connessi all'ambiente operativo in relazione al fenomeno delle continue sottrazioni di petrolio dalle pipeline che trasportano greggio di proprietà Eni, con conseguenti perdite di fatturato, danneggiamenti alle infrastrutture e sversamenti nel suolo. Inoltre, Eni è parte in un procedimento arbitrale in relazione alla conversione del titolo minerario nigeriano OPL 245 relativo all'esplorazione del blocco offshore omonimo, per il quale Eni aveva chiesto la conversione in licenza di sviluppo.
L'evoluzione del contesto economico, finanziario e politico dei Paesi in cui opera il Gruppo potrebbe influire sulle scelte operative e di investimento di Eni che potrebbe anche, in ultima istanza, decidere di ridimensionare la presenza del Gruppo in determinate aree, con conseguenti possibili ripercussioni negative sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria dell'Emittente e del Gruppo.
RISCHI CONNESSI ALL'ATTIVITÀ DI RICERCA E PRODUZIONE DI IDROCARBURI
Le attività di ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi convenzionali richiedono elevati investimenti con tempi di ritorno medio-lunghi e sono soggette al rischio minerario sia nella fase esplorativa che può avere esito negativo a causa della perforazione di pozzi sterili o della scoperta di quantità insufficienti d'idrocarburi tali da giustificarne lo sfruttamento economico, sia nella fase di sviluppo, in relazione al recupero di volumi di idrocarburi inferiori alle stime iniziali a causa delle incertezze, alle complessità realizzative dei progetti di sviluppo con rischi di ritardi esecutivi e cost overrun, nonché ai lunghi tempi di ritorno degli investimenti esposti alla volatilità dei prezzi. Tali rischi non hanno registrato modifiche significative rispetto a quanto rappresentato nella Relazione Finanziaria Annuale 2022, alla quale si rinvia.
RISCHIO OPERATION E CONNESSI RISCHI IN MATERIA DI HSE
Le attività industriali Eni nei settori della ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi, della raffinazione, delle produzioni petrolchimiche e del trasporto degli idrocarburi sono esposte per loro natura ai rischi operativi connessi con le caratteristiche chimico-fisiche delle materie prime e dei prodotti (tra cui infiammabilità, tossicità, instabilità). Guasti tecnici, malfunzionamenti di apparecchiature e impianti, errori umani, atti di sabotaggio, perdite di contenimento, incidenti di pozzo, incidenti a raffinerie e impianti petrolchimici, fenomeni atmosferici avversi possono innescare eventi dannosi di proporzioni anche rilevanti quali esplosioni, incendi, fuoriuscite di greggio, gas e prodotti (da pozzi, piattaforme, navi cisterna, pipeline, depositi e condutture), rilascio di contaminanti nell'ambiente, emissioni nocive. Vi sono rischi che tali eventi possano assumere proporzioni catastrofiche per l'ambiente, la sicurezza delle persone e la proprietà, come nel caso dell'incidente petrolifero del pozzo Macondo occorso nel 2010 nel Golfo del Messico a una compagnia petrolifera internazionale. Tali rischi sono influenzati dalle specificità degli ambiti territoriali nei quali sono condotte le operazioni (condizioni onshore vs. offshore, ecosistemi sensibili quali l'Artico, il Golfo del Messico, il Mar Caspio, impianti localizzati in prossimità di aree urbane), dalla complessità delle attività industriali e dalle oggettive difficoltà tecniche nell'esecuzione degli interventi di recupero e contenimento degli idrocarburi o altre sostanze chimiche liquide sversate nell'ambiente o di emissioni nocive in atmosfera, delle operazioni di chiusura e messa in sicurezza di pozzi danneggiati o in caso di blowout, di spegnimento di incendi occorsi a raffinerie, complessi petrolchimici o pipeline, gravi fenomeni d'inquinamento del suolo, delle falde acquifere o dell'aria causati anche nelle day-to-day operations potrebbero comportare modeste perdite di petrolio o altri contaminanti o piccole fuoriuscite di gas (cosiddette fuggitive) a causa di mancata manutenzione, tubature o infrastrutture corrose od obsolete, mancati controlli o altri fattori, che se protratte nel tempo potrebbero causare. Per questi motivi le attività del settore petrolifero, della raffinazione, del trasporto degli idrocarburi e della chimica sono sottoposte a una severa regolamentazione a tutela dell'ambiente e della salute e della sicurezza delle persone, sia a livello nazionale/locale sia attraverso protocolli e convenzioni internazionali.
Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti dalle normative che regolamentano le attività industriali nel campo degli idrocarburi costituiscono una significativa voce di costo ricorrente del bilancio. Eni si è dotata di sistemi gestionali integrati, standard di sicurezza e pratiche operative di elevata qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regolamentazione ambientale e per tutelare l'integrità delle persone, dell'ambiente, delle operations, della proprietà e delle comunità interessate. Tuttavia, nonostante tali misure e precauzioni, non è possibile escludere del tutto il rischio di accadimento di incidenti e altri eventi dannosi quali quelli sopra descritti o di incorrere in passività ambientali che potrebbero avere impatti potenzialmente rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti.
In relazione alle contaminazioni storiche, con particolare riguardo all'Italia, Eni continua ad essere esposta al rischio di passività e oneri ambientali in relazione ad alcuni siti oggi inattivi dove ha condotto in passato attività minero-metallurgiche e chimiche poi chiuse dismesse o liquidate; in tali siti, sono emersi livelli di concentrazione di sostanze inquinanti non in linea con l'attuale normativa ambientale. Eni ha avviato progetti di bonifica e ripristino dei terreni e delle falde nelle aree di proprietà contaminate dalle attività industriali ormai cessate, d'intesa con le competenti Autorità amministrative. Nonostante Eni abbia reso la dichiarazione di "proprietario non colpevole" poiché la Compagnia ritiene di non essere responsabile per il superamento di parametri d'inquinamento tollerati dalle leggi di allora o per situazioni d'inquinamento provocato da precedenti operatori ai quali è subentrata nella gestione di tali siti, Eni è stata citata in giudizio da vari enti pubblici (Ministero dell'Ambiente, Enti locali o altri) e da privati per la realizzazione di interventi di bonifica e per il risarcimento di eventuali danni in base agli standard e parametri previsti dalla legislazione corrente. In alcuni casi, i manager e il personale di Eni sono parte di procedimenti penali, come ad esempio per asseriti reati in materia ambientale quali omessa bonifica e disastro ambientale o per asseriti reati contro l'incolumità pubblica, facendo scattare in capo a Eni la responsabilità amministrativa dell'ente.
Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per eseguire le bonifiche e i ripristini di aree contaminate a causa delle proprie attività industriali dove esiste un'obbligazione legale o di altro tipo e per i quali è possibile stimare l'ammontare
dei relativi oneri in modo attendibile (anche questo costituisce comunque, nelle fasi realizzative, un fattore di incertezza in relazione alla complessità della materia), a prescindere dall'eventuale quota di responsabilità di altri operatori ai quali Eni è subentrata. È possibile che in futuro possano essere rilevate ulteriori passività in relazione ai risultati delle caratterizzazioni ambientali in corso sui siti d'interesse, in base alla normativa ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori, all'esito dei procedimenti amministrativi o giudiziali in corso, all'emergere di nuove passività ambientali e ad altri fattori di rischio.
Inoltre, il mancato adeguamento alla normativa ambientale (che risulta peraltro in rapida e continua evoluzione) ovvero il mancato adempimento a provvedimenti e imposizioni di adeguamento delle attività svolte, può esporre il Gruppo al rischio di essere ritenuto responsabile civile di eventuali danni e conseguenti richieste di risarcimento. L'eventuale soccombenza in relazione ai procedimenti in corso potrebbe determinare in relazione alla responsabilità amministrativa dell'Ente l'applicazione di sanzioni pecuniarie e/o interdittive, quali l'interdizione dall'esercizio dell'attività, la sospensione o la revoca di autorizzazioni, licenze o concessioni, con possibili conseguenti effetti negativi sull'attività, le prospettive, la reputazione nonché la situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
RISCHI CONNESSI ALL'AUMENTO DELLE IMPOSTE SUL REDDITO E DELLE ROYALTIES
Le operazioni nel settore Oil & Gas sono soggette al pagamento di royalties e imposte sul reddito, la cui incidenza sull'utile ante imposte tende a essere più elevata rispetto al resto delle attività commerciali. Il possibile aumento dell'aliquota fiscale marginale nel settore Oil & Gas connesso all'aumento dei prezzi del petrolio potrebbe rendere più difficile per l'Eni tradurre l'aumento dei prezzi del petrolio in un aumento dell'utile netto. Sfavorevoli variazioni dell'aliquota fiscale applicabile all'utile prima delle imposte del Gruppo nelle attività Oil & Gas avrebbero un impatto negativo sui futuri risultati economici e sui flussi di cassa.
Nel 2022 la pressione fiscale sulle compagnie petrolifere europee è stata inasprita in modo significativo a causa della percezione da parte delle istituzioni politiche e dell'opinione pubblica che le stesse beneficiassero in maniera sproporzionata del clima di incertezza economica e finanziaria connessa alla guerra russo-ucraina che aveva determinato un'elevata volatilità nei prezzi dell'energia, e nell'ottica di alleviare il costo della bolletta energetica per imprese e famiglie ridistribuendo i profitti del settore oil&gas. Eni ha registrato incrementi della pressione fiscale in Regno Unito, avente carattere strutturale, e attraverso prelievi una tantum in Italia e Germania.
L'ultimo in ordine temporale è stata la legge di bilancio 2023 dello Stato italiano che ha introdotto a carico delle imprese del settore energetico un contributo solidaristico da versare nel 2023, calcolato applicando un'aliquota del 50% all'imponibile IRES 2022 che eccede un ammontare pari al 110% dell'imponibile medio registrato nei quattro anni precedenti.
Eventuali ulteriori inasprimenti della pressione fiscale o eventuali prelievi straordinari una tantum sulla base di provvedimenti che potrebbero essere emanati dai governi dei Paesi in cui opera il Gruppo – ivi inclusa l'Italia - potrebbero determinare un incremento, anche significativo delle imposte cui è soggetto il Gruppo, con conseguenti impatti significativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
RISCHI CONNESSI AL QUADRO COMPETITIVO NEL SETTORE IN CUI OPERA IL GRUPPO
L'attuale contesto competitivo in cui Eni opera è caratterizzato da prezzi e margini volatili delle commodity energetiche, limitata differenziazione dei prodotti e complessi rapporti con le compagnie di stato e le agenzie nazionali dei Paesi in cui sono ubicate le riserve di idrocarburi per l'ottenimento di diritti di sfruttamento minerario. Poiché i prezzi delle materie prime sono al di fuori del controllo di Eni, la competitività della compagnia in tale contesto richiede una continua attenzione all'innovazione tecnologica, al raggiungimento e mantenimento di efficienze nei costi operativi, a una gestione efficace delle risorse di capitale e alla capacità di fornire servizi agli acquirenti di energia.
Nel caso in cui il Gruppo non sia in grado di gestire efficacemente i rischi competitivi, che possono aumentare in caso di una ripresa economica più debole del previsto derivante dalle conseguenze del conflitto tra Russia e Ucraina o nel caso in cui le politiche monetarie restrittive della banche centrali provochino un "hard landing" dell'economia, il Gruppo potrebbe non riuscire a mantenere o aumentare i propri volumi di vendita e di redditività, con effetti negativi sull'attività, sulle prospettive, sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
RISCHI CONNESSI A PROCEDIMENTI GIUDIZIARI E ARBITRALI DEL GRUPPO
Eni è parte di procedimenti giudiziari civili o penali o arbitrali anche duraturi, con conseguente impiego di risorse, costi e spese legali. Per alcuni di questi procedimenti Eni è stata chiamata in causa ai sensi del D.Lgs. 231/01 in materia di responsabilità d'impresa. Un'area di rischio emergente sono i procedimenti per responsabilità ambientale in relazione all'attività del Gruppo nel settore dei fossili e alle emissioni di gas climalteranti. Eni ha rilevato in bilancio le passività associate ai procedimenti per i quali è probabile la soccombenza e l'onere possa essere stimato in maniera attendibile. Tali oneri non costituiscono ad oggi una voce significativa del bilancio consolidato.
Tuttavia, nel caso in cui gli accantonamenti effettuati relativi ai procedimenti pendenti risultassero insufficienti a far fronte interamente agli oneri, alle spese, alle sanzioni e alle richieste risarcitorie e restitutorie formulate in caso di soccombenza, in dipendenza ad esempio di nuovi elementi informativi e di sviluppi non previsti al momento della stima del fondo di bilancio, si potrebbero avere effetti negativi sull'attività, sulla situazione patrimoniale e finanziaria e sui risultati economici del Gruppo. Non è possibile escludere che, nel caso in cui la responsabilità amministrativa di Eni fosse concretamente accertata, oltre alla conseguente applicazione delle relative sanzioni, si verifichino ripercussioni negative sulla reputazione, sull'operatività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo.
RISCHI RELATIVI AL QUADRO LEGALE E NORMATIVO
L'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), in virtù della Legge istitutiva n. 481/95, svolge attività di regolazione e controllo nei settori dell'energia elettrica, del gas naturale, dei servizi idrici, del ciclo dei rifiuti e del telecalore. Tra l'altro ARERA svolge funzione di monitoraggio dei livelli dei prezzi del gas naturale e definisce le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti che hanno diritto di accedere alle condizioni tariffarie stabilite dalla stessa Autorità (cosiddetti clienti tutelati).
Le decisioni dell'Autorità in tale materia possono limitare la capacità degli operatori del gas di trasferire gli incrementi del costo della materia prima nel prezzo finale o limitare il riconoscimento dei costi e rischi tipici dell'attività commerciale con i clienti tutelati.
I clienti che hanno diritto al servizio di tutela gas sono i clienti domestici e i condomini con uso domestico con consumi non superiori a 200.000 standard metri cubi (Smc)/annui. In risposta al contesto di prezzi crescenti verificatosi fra 2021 e 2022 e con l'obiettivo di ridurre il costo della bolletta energetica, ARERA è intervenuta con la delibera 374/2022/R/GAS con la quale ha determinato il passaggio del riferimento della materia prima da TTF a PSV con aggiornamento mensile della componente a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale all'ingrosso per i clienti in condizioni di tutela.
La cessazione in base a norma di legge della tutela di prezzo dell'Autorità per i settori dell'energia elettrica (per i clienti domestici e le piccole imprese connesse in bassa tensione) e del gas naturale (per i clienti domestici come sopra definiti) inizialmente attesa nel 2019 è stata oggetto di successive proroghe. Tale cessazione è stata da ultimo regolata per quanto riguarda il settore gas dal DL 18 novembre 2022, n. 176 (Aiuti Quater) che ha stabilito:
- il rinvio al 10 gennaio 2024 del termine per la rimozione della tutela di prezzo nel settore gas previsto dalla Legge Annuale per la Concorrenza n. 124/2017 (art. 1 comma 59);
- la proroga al 10 gennaio 2024 (in luogo del 1° gennaio 2023) del termine a decorrere dal quale i fornitori e gli esercenti il servizio di fornitura di ultima istanza sono tenuti a offrire ai clienti vulnerabili una tariffa agevolata per la fornitura di gas naturale (modifica art. 22, co. 2-bis.1, D.lgs. 164/2000).
Per quanto riguarda il settore elettrico, il decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica n. 169 del 18 maggio 2023, che reca le misure per l'ingresso consapevole dei clienti domestici nel mercato libero, dispone entro il 10 gennaio 2024: la conclusione delle procedure concorsuali per il servizio a tutele graduali per i clienti domestici non vulnerabili; che l'Autorità assicuri che il superamento del vigente regime di maggior tutela avvenga in conformità alle disposizioni del diritto euro unitario per i clienti vulnerabili (articolo 1, comma 3).
Attualmente, quindi, è previsto il superamento ex lege delle tutele di prezzo da gennaio 2024 in entrambi i mercati. Tuttavia, è di recente approvazione un emendamento che vincola le società vincitrici delle procedure concorsuali per il servizio a tutele graduali ad accollarsi i relativi contrattisti dei call center per area aggiudicata. Questo, nella visione di ARERA, sarebbe incompatibile con la definizione e lo svolgimento delle procedure di gara in tempo utile per traguardare la scadenza del 10 gennaio 2024, pertanto è possibile che sia stabilito un ulteriore rinvio del superamento tutela nel mercato elettrico, rinvio che potrebbe essere replicato nel settore gas.
Per quanto riguarda i clienti elettrici microimprese, con la delibera 491/2021/R/eel ARERA ha regolato la procedura di gara per assegnazione del servizio a tutele graduali con decorrenza 1° gennaio 2023 (poi slittata al 1° aprile 2023). L'8 settembre 2022 il MiTE (Ministero della Transizione Energetica) ha pubblicato il DM su criteri e modalità per il superamento dei regimi di prezzi regolati e sui criteri per assicurare la fornitura di energia elettrica alle microimprese (≤ 15 kW) che, al 1° gennaio 2023 (poi slittato regolatoriamente al 1° aprile), non hanno un fornitore sul mercato libero. Il medesimo DM (art. 3 comma 5) ha previsto che alla scadenza del periodo di erogazione del Servizio Tutele Graduali (STG) il cliente che non abbia optato per una offerta da mercato libero, sarà rifornito dal medesimo esercente che eroga il STG sulla base della sua offerta di mercato libero più conveniente.
In vista dell'obiettivo di superamento delle tariffe di tutela gas e power sono state introdotte misure per accompagnare la scelta del consumatore sul mercato libero con adeguati supporti informativi e prevedendo strumenti di confrontabilità delle
offerte di mercato fra gli operatori. A tal fine l'ARERA ha previsto che gli operatori, in aggiunta alle loro offerte di mercato, forniscano ai clienti, a decorrere da marzo 2018, anche una proposta a prezzo variabile e una a prezzo fisso per gas ed elettricità a prezzo libero ma a condizioni contrattuali comparabili regolate da ARERA (offerte "PLACET"). È inoltre operativo un apposito portale web gestito da Acquirente Unico per conto di ARERA (Portale Offerte) che consente la comparazione di tutte le offerte di gas ed energia elettrica disponibili; su questa area di regolazione ARERA di recente ha proposto orientamenti – non ancora deliberati ufficialmente - mirati ad aumentare la possibilità di comparazione delle offerte commerciali sulla base del prezzo.
Nell'ambito dei costi e dei criteri di accesso alle principali infrastrutture logistiche del sistema gas, i principali fattori di rischio per il business sono legati ai processi di definizione delle condizioni economiche e delle regole di accesso ai servizi di trasporto, rigassificazione GNL, stoccaggio, che interessano periodicamente tutti i Paesi europei in cui Eni opera. Per quanto riguarda le tariffe di trasporto gas, in Italia così come nei principali Paesi europei, è stata implementata nel 2020 una revisione dei criteri per la determinazione di tali tariffe ed il recupero dei costi dei trasportatori per il periodo di regolazione 2020-2023, con effetti complessivamente positivi sui costi del portafoglio logistico. La ridefinizione periodica dei criteri tariffari del trasporto è comunque prevista a scadenze prestabilite nei vari Paesi europei – la prossima dovrebbe aver luogo a partire dal 2024 nella maggior parte dei Paesi - e in futuro potrà ancora determinare impatti sui costi logistici. Ulteriori modifiche di regole potrebbero riguardare il settore della rigassificazione e dello stoccaggio - anche in conseguenza del contesto di mercato e delle potenziali criticità per la sicurezza dell'approvvigionamento europeo che si sono manifestati a seguito del conflitto russo-ucraino -, rappresentando fattori di rischio come anche opportunità per il business.
Inoltre, il recente contesto di crisi energetica ha indirizzato i legislatori, a livello europeo e di singolo Paese, verso evoluzioni – seppur temporanee - della normativa e della conseguente regolazione che possono incidere sulle dinamiche dei mercati, con la finalità di contenere i prezzi per i clienti finali e migliorare la sicurezza degli approvvigionamenti (ad esempio, obblighi di riduzione dei consumi finali, cap ai prezzi dei derivati su prodotti gas all'ingrosso negoziati nei mercati regolamentati, obblighi di riempimento degli stoccaggi, obblighi di notifica ex ante alla Commissione Europea di nuovi contratti di approvvigionamento).
Nel medio termine ci si attende che la domanda di gas a livello europeo possa essere sostenuta dalle politiche orientate all'accelerazione del phase-out del carbone nella generazione elettrica - in vista degli obiettivi di decarbonizzazione - e, in alcuni Paesi, al phase-out della generazione nucleare. D'altra parte, con l'implementazione del Green Deal europeo, nei prossimi anni la regolamentazione del settore gas potrà essere interessata da modifiche potenzialmente anche rilevanti, in conseguenza di adeguamenti nel disegno dei mercati e/o di nuovi obblighi o vincoli in capo agli operatori del settore, che potranno accompagnare l'evoluzione delle normative europee in un contesto di transizione energetica e coerentemente con gli obiettivi di decarbonizzazione del settore energetico (tra cui i collegati obiettivi di sviluppo di gas rinnovabili o decarbonizzati, di promozione di tecnologie abilitanti una maggiore integrazione tra settore elettrico e settore gas, di riduzione delle emissioni di metano). Questi cambiamenti determineranno pressioni sul settore del gas naturale ma al contempo apriranno e supporteranno nuove opportunità di business nell'ambito dei gas decarbonizzati e rinnovabili, che Eni è pronta a perseguire.
Per quanto riguarda il settore elettrico, le aste del mercato della capacità elettrica (cd. "Capacity Market"), che si sono tenute a novembre 2019 e a febbraio 2022 con l'assegnazione per gli impianti esistenti di un prodotto annuale con periodo di consegna relativo agli anni 2022, 2023 e 2024, e per gli impianti nuovi di un prodotto della durata di quindici anni, comporteranno dei risultati positivi per Eni per effetto del riconoscimento di un premio in quanto assegnataria di capacità per gli impianti esistenti, di cui è titolare come Gruppo, e per il progetto di un nuovo impianto che dovrà sviluppare Enipower nel sito di Ravenna consegna a partire dalla seconda metà del 2023). Per gli anni 2022, 2023 e 2024 permane il rischio che le aste possano essere annullate per effetto dei ricorsi presentati presso il TAR da alcuni operatori (il Tribunale Europeo si è già espresso rigettando i ricorsi degli operatori). Vi è incertezza sulla possibilità che si possano tenere delle aste per gli anni successivi al 2024 perché, anche in base a quanto previsto dalle norme europee, il meccanismo sarà riproposto a valle di una nuova valutazione di Terna sullo stato di adeguatezza del sistema elettrico. È anche possibile che le aste si tengano ma con una riduzione del premio riconosciuto ai soggetti partecipanti per effetto di uno o più dei seguenti accadimenti: Terna riduca il fabbisogno di adeguatezza, vi sia una maggior concorrenza in fase d'aste, l'ARERA riveda i parametri del meccanismo.
Inoltre, sono in atto significative evoluzioni della regolamentazione, che possono rappresentare fattori di rischio per il business: tra queste le riforme dei meccanismi di mercato conseguenti a necessità di adeguamento alle normative comunitarie (i prezzi negativi e la riforma del Mercato Infragiornaliero introdotti nel settembre 2021, ulteriore integrazione transfrontaliera dei mercati nazionali sia dell'energia che dei servizi di rete, il completamento della riforma del mercato dei servizi di dispacciamento, la nascita del nuovo mercato degli accumuli) ed interventi emergenziali del Governo per compensare il fenomeno del caro energia.
Gli interventi hanno riguardato in particolare la disciplina dei crediti di imposta per le imprese, sospesi dal terzo trimestre 2023, l'azzeramento degli oneri di sistema, ancora in vigore per il terzo trimestre 2023 per il gas e ripristinati dal secondo trimestre 2023 per l'elettrico, l'Iva al 5% per il gas ancora in essere per il terzo trimestre 2023.
RISCHI CONNESSI AL FUNZIONAMENTO DEI SISTEMI INFORMATICI E ALLA SICUREZZA INFORMATICA
Questo rischio non ha registrato sviluppi rispetto a quanto rappresentato nella Relazione Finanziaria Annuale 2022 alla quale si rinvia.
RISCHI CONNESSI ALL'EVENTUALE MANCATO RINNOVO DI AUTORIZZAZIONI E/O CONCESSIONI IN SCADENZA
Questo rischio non ha registrato sviluppi rispetto a quanto rappresentato nella Relazione Finanziaria Annuale 2022 alla quale si rinvia.
RISCHI CONNESSI ALLA NORMATIVA IN MATERIA DI PROTEZIONE DEI DATI PERSONALI
Questo rischio non ha registrato sviluppi rispetto a quanto rappresentato nella Relazione Finanziaria Annuale 2022 alla quale si rinvia.
Evoluzione prevedibile della gestione
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 milioni di boe/g per il 2023 allo scenario Eni di 80 \$/barile. Nel terzo trimestre 2023 la produzione è prevista a circa 1,63 milioni di boe/g.
- E&P: confermato l'obiettivo esplorativo di 700 milioni di boe di nuove risorse.
- GGP: rivista al rialzo la guidance sull'EBIT adjusted nell'intervallo €2,7 miliardi €3,0 miliardi nell'anno, rispetto alla previsione di €2 miliardi - €2,2 miliardi.
- Plenitude & Power: EBITDA proforma adjusted di Plenitude rivisto al rialzo a circa €0,8 miliardi rispetto alla precedente guidance superiore a €0,7 miliardi.
- Sustainable Mobility, Refining e Chimica: EBITDA proforma adjusted di Sustainable Mobility confermato a oltre €0,9 miliardi. EBIT proforma adjusted del downstream atteso a €0,8 miliardi, in calo rispetto a €1 miliardo - €1,1 miliardi, per effetto delle condizioni di mercato non catturate dal margine di riferimento SERM.
- Risultati consolidati: confermato l'EBIT adjusted a €12 miliardi nonostante il peggioramento dello scenario1, con un aumento della prestazione industriale di circa €2 miliardi. Alle assunzioni peggiorative di scenario, il flusso di cassa2 è atteso nell'intervallo €15,5 miliardi - €16 miliardi, riflettendo analogamente il miglioramento della prestazione industriale.
- Investimenti di Gruppo: attesi inferiori a €9 miliardi, in riduzione rispetto alla precedente previsione di €9,2 miliardi e a quella iniziale di €9,5 miliardi, 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 20233. Il piano di acquisto di azioni proprie approvato dalla stessa Assemblea per un ammontare di €2,2 miliardi fino ad un massimo di €3,5 miliardi è stato avviato a maggio con completamento atteso entro Aprile 2024.
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.
Altre informazioni
Art. 15 (già art. 36) del Regolamento Mercati Consob (aggiornato con Delibera Consob n. 20249 del 28 dicembre 2017): condizioni per la quotazione di azioni di società controllanti società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea.
In relazione alle prescrizioni regolamentari in tema di condizioni per la quotazione di società controllanti società costituite e regolate secondo leggi di Stati non appartenenti all'Unione Europea e di significativa rilevanza ai fini del bilancio consolidato, si segnala che:
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alla data del 30 giugno 2023 le prescrizioni regolamentari dell'art. 15 del Regolamento Mercati si applicano alle dodici società controllate: NAOC – Nigerian Agip Oil Co. Ltd, Eni Petroleum Co Inc, Eni Congo SA, Nigerian Agip Exploration Ltd, Eni Canada Holding Ltd, Eni Ghana Exploration and Production Ltd, Eni Trading & Shipping Inc, Eni UK Ltd, Eni México S. de RL de CV, Eni Investments Plc, Eni Lasmo Plc e Eni ULX Ltd;
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sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la completa compliance alla predetta normativa.
Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre
I fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre sono indicati nella Nota 35 del Bilancio consolidato semestrale abbreviato.
Rapporti con parti correlate
Per la descrizione delle principali operazioni con parti correlate si rinvia alla Nota 32 del Bilancio consolidato semestrale abbreviato.
Programma di buy-back
A seguito dell'autorizzazione concessa dall'Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023, relativa a €2,2 miliardi fino a un massimo di €3,5 miliardi per l'anno, il programma di buy-back 2023 è iniziato a fine maggio e fino al 28 luglio 2023 sono state acquistate 48 milioni di azioni per un esborso di €635 milioni.
BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO 2023
| Schemi di bilancio | 51 |
|---|---|
| Note al bilancio consolidato | 57 |
| Attestazione del management | 92 |
Stato patrimoniale
| 30.06.2023 | 31.12.2022 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| di cui verso | di cui verso | |||||
| (€ milioni) ATTIVITÀ |
Note | Totale | parti correlate | Totale | parti correlate | |
| Attività correnti | ||||||
| Disponibilità liquide ed equivalenti | 11.417 | 4 | 10.155 | 10 | ||
| Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | (5) | 8.283 | 8.251 | |||
| Altre attività finanziarie | (14) | 849 | 17 | 1.504 | 16 | |
| Crediti commerciali e altri crediti | (6) | 14.845 | 1.812 | 20.840 | 2.427 | |
| Rimanenze | (7) | 6.074 | 7.709 | |||
| Attività per imposte sul reddito | 644 | 317 | ||||
| Altre attività | (8) (20) | 6.185 | 118 | 12.821 | 341 | |
| Attività non correnti | 48.297 | 61.597 | ||||
| Immobili, impianti e macchinari | (9) | 57.289 | 56.332 | |||
| Diritto di utilizzo beni in leasing | 4.233 | 4.446 | ||||
| (10) | ||||||
| Attività immateriali | (11) | 5.499 | 5.525 | |||
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | (7) | 1.397 | 1.786 | |||
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | (13) | 13.022 | 12.092 1.202 |
|||
| Altre partecipazioni | (13) | 1.265 | ||||
| Altre attività finanziarie | (14) | 2.043 | 1.686 | 1.967 | 1.631 | |
| Attività per imposte anticipate | (19) | 4.509 | 4.569 | |||
| Attività per imposte sul reddito | 110 | 114 | ||||
| Altre attività | (8) (20) | 2.365 | 24 | 2.236 | 26 | |
| 91.732 | 90.269 | |||||
| Attività destinate alla vendita | (21) | 391 | 264 | |||
| TOTALE ATTIVITÀ | 140.420 | 152.130 | ||||
| PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO | ||||||
| Passività correnti | ||||||
| Passività finanziarie a breve termine | (16) | 2.610 | 143 | 4.446 | 307 | |
| Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | (16) | 4.084 | 24 | 3.097 | 36 | |
| Quote a breve di passività per beni in leasing a lungo termine | (10) | 853 | 31 | 884 | 35 | |
| Debiti commerciali e altri debiti | (15) | 17.466 | 2.811 | 25.709 | 3.203 | |
| Passività per imposte sul reddito | 1.775 | 2.108 | ||||
| Altre passività | (8) (20) | 6.806 | 124 | 12.473 | 232 | |
| 33.594 | 48.717 | |||||
| Passività non correnti | ||||||
| Passività finanziarie a lungo termine | (16) | 22.043 | 96 | 19.374 | 26 | |
| Passività per beni in leasing a lungo termine | (10) | 3.873 | 11 | 4.067 | 28 | |
| Fondi per rischi e oneri | (18) | 15.198 | 15.267 | |||
| Fondi per benefici ai dipendenti | 783 | 786 | ||||
| Passività per imposte differite | (19) | 5.565 | 5.094 | |||
| Passività per imposte sul reddito | 213 | 253 | ||||
| Altre passività | (8) (20) | 3.410 | 474 | 3.234 | 462 | |
| 51.085 | 48.075 | |||||
| Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita | (21) | 213 | 108 | |||
| TOTALE PASSIVITÀ | 84.892 | 96.900 | ||||
| Capitale sociale | 4.005 | 4.005 | ||||
| Utili relativi a esercizi precedenti | 35.429 | 23.455 | ||||
| Riserve per differenze cambio da conversione | 6.570 | 7.564 | ||||
| Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale | 7.395 | 8.785 | ||||
| Azioni proprie | (974) | (2.937) | ||||
| Utile del periodo | 2.682 | 13.887 | ||||
| Totale patrimonio netto di Eni | 55.107 | 54.759 | ||||
| Interessenze di terzi | 421 | 471 | ||||
| TOTALE PATRIMONIO NETTO | (22) | 55.528 | 55.230 | |||
| TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO | 140.420 | 152.130 |
Conto Economico
| I semestre 2023 | I semestre 2022 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Note | Totale | di cui verso parti correlate |
Totale | di cui verso parti correlate |
|
| Ricavi della gestione caratteristica | (25) | 46.776 | 2.283 | 63.685 | 3.497 | |
| Altri ricavi e proventi | 414 | 73 | 618 | 72 | ||
| TOTALE RICAVI | 47.190 | 64.303 | ||||
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (26) | (37.107) | (7.349) | (46.882) | (6.536) | |
| Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti | (6) | (60) | (2) | (165) | ||
| Costo lavoro | (26) | (1.540) | (3) | (1.548) | (9) | |
| Altri proventi (oneri) operativi | (20) | 41 | (15) | (774) | 1.365 | |
| Ammortamenti | (9) (10) (11) | (3.725) | (3.390) | |||
| Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing |
(12) | (389) | (175) | |||
| Radiazioni | (9) | (135) | (47) | |||
| UTILE OPERATIVO | 4.275 | 11.322 | ||||
| Proventi finanziari | (27) | 3.196 | 69 | 3.456 | 66 | |
| Oneri finanziari | (27) | (3.552) | (17) | (3.805) | (79) | |
| Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a | ||||||
| conto economico | (27) | 125 | (91) | |||
| Strumenti finanziari derivati | (20) (27) | (12) | (88) | |||
| PROVENTI (ONERI) FINANZIARI | (243) | (528) | ||||
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 691 | 850 | ||||
| Altri proventi (oneri) su partecipazioni | 915 | 410 | 659 | |||
| PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI | (13) (28) | 1.606 | 1.509 | |||
| UTILE ANTE IMPOSTE | 5.638 | 12.303 | ||||
| Imposte sul reddito | (29) | (2.917) | (4.895) | |||
| UTILE DEL PERIODO | 2.721 | 7.408 | ||||
| Utile del periodo di competenza Eni | 2.682 | 7.398 | ||||
| Interessenze di terzi | 39 | 10 | ||||
| Utile per azione (ammontari in € per azione) | (30) | |||||
| - semplice | 0,79 | 2,08 | ||||
| - diluito | 0,78 | 2,07 |
Prospetto dell'utile complessivo
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Utile del periodo | 2.721 | 7.408 |
| Altre componenti dell'utile complessivo: | ||
| Componenti non riclassificabili a conto economico | ||
| Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti | 71 | |
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" | ||
| delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 1 | |
| Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI | 15 | 41 |
| Effetto fiscale | (15) | |
| 15 | 98 | |
| Componenti riclassificabili a conto economico | ||
| Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro | (994) | 3.522 |
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 706 | (2.735) |
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" | ||
| delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 64 | 36 |
| Effetto fiscale | (207) | 788 |
| (431) | 1.611 | |
| Totale altre componenti dell'utile complessivo | (416) | 1.709 |
| Totale utile complessivo del periodo | 2.305 | 9.117 |
| Totale utile complessivo del periodo di competenza Eni | 2.266 | 9.106 |
| Interessenze di terzi | 39 | 11 |
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
| Patrimonio netto di Eni | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Note | Capitale sociale | Utili relativi a esercizi precedenti |
cambio da conversione Riserva per differenze |
rappresentativi di capitale Altre riserve e strumenti |
Azioni proprie | Utile (perdita) del periodo | Totale | Interessenze di terzi | Totale patrimonio netto |
| Saldi al 31 dicembre 2022 | (22) | 4.005 | 23.455 | 7.564 | 8.785 | (2.937) | 13.887 | 54.759 | 471 | 55.230 |
| Utile del I semestre 2023 | 2.682 | 2.682 | 39 | 2.721 | ||||||
| Altre componenti dell'utile complessivo Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a |
||||||||||
| OCI | 15 | 15 | 15 | |||||||
| Componenti non riclassificabili a conto economico | 15 | 15 | 15 | |||||||
| Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro |
(994) | (994) | (994) | |||||||
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale |
499 | 499 | 499 | |||||||
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
64 | 64 | 64 | |||||||
| Componenti riclassificabili a conto economico | (994) | 563 | (431) | (431) | ||||||
| Utile complessivo del periodo | (994) | 578 | 2.682 | 2.266 | 39 | 2.305 | ||||
| Attribuzione del dividendo di Eni SpA | (1.472) | (1.472) | (1.472) | |||||||
| Attribuzione del dividendo di altre società | (31) | (31) | ||||||||
| Destinazione utile residuo 2022 | 13.887 | (13.887) | ||||||||
| Rimborsi ad azionisti terzi | (16) | (16) | ||||||||
| Variazione di interessenze di terzi | 42 | 42 | (42) | |||||||
| Annullamento azioni proprie | (2.400) | 2.400 | ||||||||
| Acquisto azioni proprie | (437) | 437 | (437) | (437) | (437) | |||||
| Piano incentivazione a lungo termine | 9 | 9 | 9 | |||||||
| Cedole obbligazioni subordinate perpetue | (87) | (87) | (87) | |||||||
| Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti rappresentativi di capitale |
11.942 | (1.963) | 1.963 | (13.887) | (1.945) | (89) | (2.034) | |||
| Altre variazioni | 32 | (5) | 27 | 27 | ||||||
| Altri movimenti di patrimonio netto | 32 | (5) | 27 | 27 | ||||||
| Saldi al 30 giugno 2023 | (22) | 4.005 | 35.429 | 6.570 | 7.395 | (974) | 2.682 | 55.107 | 421 | 55.528 |
(segue)
(segue) Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto
| Patrimonio Netto di Eni | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Note | Capitale sociale | Utili relativi a esercizi precedenti |
cambio da conversione Riserva per differenze |
rappresentativi di capitale Altre riserve e strumenti |
Azioni proprie | Utile (perdita) del periodo | Totale | Interessenze di terzi | Totale patrimonio netto |
| Saldi al 31 dicembre 2021 | 4.005 | 22.750 | 6.530 | 6.289 | (958) | 5.821 | 44.437 | 82 | 44.519 | |
| Utile del I semestre 2022 | 7.398 | 7.398 | 10 | 7.408 | ||||||
| Altre componenti dell'utile complessivo Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale |
56 | 56 | 56 | |||||||
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a |
1 | 1 | 1 | |||||||
| OCI | 41 | 41 | 41 | |||||||
| Componenti non riclassificabili a conto economico | 98 | 98 | 98 | |||||||
| Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro |
3.521 | 3.521 | 1 | 3.522 | ||||||
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale |
(1.947) | (1.947) | (1.947) | |||||||
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
36 | 36 | 36 | |||||||
| Componenti riclassificabili a conto economico | 3.521 | (1.911) | 1.610 | 1 | 1.611 | |||||
| Utile complessivo del periodo | 3.521 | (1.813) | 7.398 | 9.106 | 11 | 9.117 | ||||
| Attribuzione del dividendo di Eni SpA | (1.522) | (1.522) | (1.522) | |||||||
| Attribuzione del dividendo di altre società Destinazione utile residuo 2021 |
4.299 | (4.299) | (13) | (13) | ||||||
| Versamenti di azionisti terzi | 20 | 20 | ||||||||
| Variazione di interessenze di terzi | 21 | 21 | (8) | 13 | ||||||
| Annullamento azioni proprie | (400) | 400 | ||||||||
| Acquisto azioni proprie | (212) | 212 | (212) | (212) | (212) | |||||
| Piano incentivazione a lungo termine | 11 | 11 | 11 | |||||||
| Cedole obbligazioni subordinate perpetue Operazioni con gli azionisti e con altri possessori di strumenti |
(87) | (87) | (87) | |||||||
| rappresentativi di capitale | 4.032 | (188) | 188 | (5.821) | (1.789) | (1) | (1.790) | |||
| Altre variazioni | 36 | 127 | 163 | 3 | 166 | |||||
| Altri movimenti di patrimonio netto | 36 | 127 | 163 | 3 | 166 | |||||
| Saldi al 30 giugno 2022 | 4.005 | 26.818 | 10.051 | 4.415 | (770) | 7.398 | 51.917 | 95 | 52.012 | |
| Utile del II semestre 2022 | 6.489 | 6.489 | 64 | 6.553 | ||||||
| Altre componenti dell'utile complessivo Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto |
||||||||||
| dell'effetto fiscale | (1) | (1) | (1) | |||||||
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a |
2 | 2 | 2 | |||||||
| OCI | 15 | 15 | 15 | |||||||
| Componenti non riclassificabili a conto economico | 16 | 16 | 16 | |||||||
| Differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro |
(2.428) | 1 | (2.427) | (2.427) | ||||||
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale |
2.507 | 2.507 | 2.507 | |||||||
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
(48) | (48) | (48) | |||||||
| Componenti riclassificabili a conto economico | (2.428) | 2.460 | 32 | 32 | ||||||
| Utile complessivo del periodo | (2.428) | 2.476 | 6.489 | 6.537 | 64 | 6.601 | ||||
| Acconto sul dividendo | (1.500) | (1.500) | (1.500) | |||||||
| Attribuzione del dividendo di altre società Versamenti di azionisti terzi |
(47) 72 |
(47) 72 |
||||||||
| Acquisto azioni proprie | (2.188) | 2.188 | (2.188) | (2.188) | (2.188) | |||||
| Piano Incentivazione a lungo termine | 7 | (21) | 21 | 7 | 7 | |||||
| Cedole obbligazioni subordinate perpetue | (51) | (51) | (51) | |||||||
| Variazione di interessenze di terzi | 175 | 175 | 289 | 464 | ||||||
| Operazioni con azionisti e con altri possessori di stumenti rappresentativi di capitale |
(3.557) | 2.167 | (2.167) | (3.557) | 314 | (3.243) | ||||
| Altre variazioni | 194 | (59) | (273) | (138) | (2) | (140) | ||||
| Altri movimenti di patrimonio netto | 194 | (59) | (273) | (138) | (2) | (140) | ||||
| Saldi al 31 dicembre 2022 | (22) | 4.005 | 23.455 | 7.564 | 8.785 | (2.937) | 13.887 | 54.759 | 471 | 55.230 |
Rendiconto finanziario
| (€ milioni) | Note | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|---|
| Utile del periodo | 2.721 | 7.408 | |
| Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa da attività operative: | |||
| Ammortamenti | (9) (10) (11) | 3.725 | 3.390 |
| Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in | |||
| leasing | (12) | 389 | 175 |
| Radiazioni | (9) | 135 | 47 |
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (13) | (691) | (850) |
| Plusvalenze nette su cessioni di attività | (418) | (444) | |
| Dividendi | (28) | (92) | (151) |
| Interessi attivi | (236) | (49) | |
| Interessi passivi | 482 | 490 | |
| Imposte sul reddito | (29) | 2.917 | 4.895 |
| Altre variazioni | (420) | (52) | |
| Flusso di cassa del capitale di esercizio | 1.294 | (3.840) | |
| - rimanenze | 2.063 | (3.073) | |
| - crediti commerciali | 6.043 | (147) | |
| - debiti commerciali | (8.444) | (645) | |
| - fondi per rischi e oneri | (140) | 108 | |
| - altre attività e passività | 1.772 | (83) | |
| Variazione fondo per benefici ai dipendenti | 23 | 55 | |
| Dividendi incassati | 1.340 | 305 | |
| Interessi incassati | 153 | 13 | |
| Interessi pagati | (508) | (447) | |
| Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati | (3.389) | (3.664) | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 7.425 | 7.281 | |
| - di cui verso parti correlate | (32) | (3.421) | (1.497) |
| Flusso di cassa degli investimenti | (6.278) | (4.309) | |
| - attività materiali | (9) | (4.551) | (3.072) |
| - attività immateriali | (11) | (125) | (121) |
| - imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite | (23) | (628) | (170) |
| - partecipazioni | (13) | (1.182) | (1.097) |
| - titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa | (148) | (146) | |
| - variazione debiti relativi all'attività di investimento | 356 | 297 | |
| Flusso di cassa dei disinvestimenti | 580 | 1.009 | |
| - attività materiali | 42 | 7 | |
| - attività immateriali | 32 | 12 | |
| - imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute | (23) | 380 | 4 |
| - partecipazioni | 35 | 881 | |
| - titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa | 24 | 80 | |
| - variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento | 67 | 25 | |
| Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | 666 | 1.670 | |
| Flusso di cassa netto da attività di investimento | (5.032) | (1.630) | |
| - di cui verso parti correlate | (32) | (892) | (353) |
| Assunzione di debiti finanziari non correnti | (16) | 4.050 | 129 |
| Rimborsi di debiti finanziari non correnti | (16) | (509) | (3.694) |
| Rimborso di passività per beni in leasing | (10) | (475) | (556) |
| Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti | (16) | (2.113) | 2.859 |
| Dividendi pagati ad azionisti Eni | (1.509) | (1.520) | |
| Dividendi pagati ad altri azionisti | (20) | (13) | |
| Apporti netti di capitale da azionisti terzi | (16) | 20 | |
| Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate | (57) | (5) | |
| Acquisto di azioni proprie | (22) | (406) | (195) |
| Pagamento cedole obbligazioni subordinate perpetue | (87) | (87) | |
| Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (1.142) | (3.062) | |
| - di cui verso parti correlate | (32) | (205) | (7) |
| Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni | |||
| sulle disponibilità liquide ed equivalenti | (15) | 79 | |
| Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti | 1.236 | 2.668 | |
| Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo | 10.181 | 8.265 | |
| Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo (a) | 11.417 | 10.933 |
(a) Le disponibilità liquide ed equivalenti al 30 giugno 2022 comprendono €33 milioni di diponibilità liquide ed equivalenti di società consolidate destinate alla vendita che nello schema di stato patrimoniale sono riportate nella voce "Attività destinate alla vendita".
Note esplicative al bilancio consolidato
1 Criteri di redazione
Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2023 (di seguito bilancio semestrale) è redatto secondo le disposizioni dello IAS 34 "Bilanci intermedi" (di seguito IAS 34) nella prospettiva della continuità aziendale.
Nel bilancio semestrale sono applicati i principi di consolidamento e i criteri di valutazione illustrati nell'ultima Relazione Finanziaria Annuale, a cui si fa rinvio, fatta eccezione per i principi contabili internazionali entrati in vigore dal 1° gennaio 2023 indicati nella sezione "Principi contabili di recente emanazione" di detta relazione.
Coerentemente con le disposizioni dello IAS 34, le note al bilancio sono presentate in forma sintetica; differentemente, gli schemi di bilancio sono presentati in forma completa, in linea con le disposizioni dello IAS 1 "Presentazione del bilancio".
Le imposte sul reddito correnti sono calcolate sulla base dell'imponibile fiscale alla data di chiusura del periodo. I debiti e i crediti tributari per imposte sul reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/dalle Autorità fiscali applicando le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura del periodo e le aliquote stimate su base annua.
Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese collegate sono distintamente indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 2023" che fa parte integrante delle presenti note. Nello stesso allegato è riportata anche la variazione dell'area di consolidamento verificatasi nel periodo.
Il bilancio semestrale al 30 giugno 2023, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 27 luglio 2023, è sottoposto a revisione contabile limitata da parte della PricewaterhouseCoopers SpA.
La revisione contabile limitata comporta un'estensione di lavoro significativamente inferiore a quella di una revisione contabile completa svolta secondo gli statuiti principi di revisione.
I valori delle voci di bilancio e delle relative note illustrative, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro.
2 Modifiche dei criteri contabili
Le modifiche ai principi contabili internazionali entrate in vigore dal 1° gennaio 2023, indicate nel paragrafo "Principi contabili di recente emanazione" della Relazione Finanziaria Annuale 2022, non hanno prodotto effetti significativi.
3 Stime contabili e giudizi significativi
Con riferimento alle stime contabili e ai giudizi significativi effettuati dalla Direzione Aziendale si fa rinvio a quanto indicato nella Relazione Finanziaria Annuale 2022. Con riferimento all'impairment test e alle relative assunzioni si rinvia a quanto indicato nelle note alla relazione finanziaria semestrale.
4 Principi contabili di recente emanazione
Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione, oltre a quanto indicato nell'ultima Relazione Finanziaria Annuale, a cui si rinvia, si segnala quanto di seguito riportato.
PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E NON ANCORA OMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA
In data 23 maggio 2023, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 12 "International Tax Reform – Pillar Two Model Rules", volte ad introdurre, oltre a specifiche disclosure integrative, un'eccezione temporanea alla rilevazione delle imposte anticipate e differite derivanti da normative fiscali, approvate o sostanzialmente approvate, che implementano i principi del modello Pillar Two pubblicato dall'OCSE. L'eccezione temporanea è efficace, con effetto retroattivo, a partire dalla data di pubblicazione delle modifiche. Si segnala che, in ambito europeo, a dicembre 2022, è stata adottata la Direttiva UE 2022/2523 intesa a garantire un livello di imposizione fiscale minimo globale per i gruppi multinazionali di imprese e i gruppi nazionali su larga scala nell'Unione. I singoli Stati membri sono chiamati a recepirne le disposizioni nel proprio ordinamento interno entro il 31 dicembre 2023 e ad applicarle agli esercizi fiscali che iniziano a decorrere da tale data; in Italia, il processo di recepimento è ancora in corso.
In data 25 maggio 2023, lo IASB ha emesso le modifiche allo IAS 7 e all'IFRS 7 "Supplier Finance Arrangements", volte ad introdurre degli obblighi informativi sui supplier finance arrangement (ad es. accordi di reverse factoring) che consentono agli investitori di valutare l'effetto di tali accordi sulle passività, sui flussi di cassa e sull'esposizione al rischio di liquidità dell'impresa acquirente. Le modifiche sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2024.
Allo stato Eni sta analizzando i principi contabili di recente emanazione e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.
5 Attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico
| (€ milioni) | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Attività finanziarie destinate al trading | ||
| Titoli emessi da Stati Sovrani | 1.370 | 1.244 |
| Altri titoli | 5.290 | 5.243 |
| 6.660 | 6.487 | |
| Altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | ||
| Altri titoli | 1.623 | 1.764 |
| 8.283 | 8.251 |
L'analisi per emittente e relativa classe di merito creditizio dei titoli non presenta significative variazioni rispetto a quanto riportato nel bilancio consolidato al 31 dicembre 2022.
La gerarchia del fair value è di livello 1 per €5.650 milioni e di livello 2 per €2.633 milioni. Nel corso del primo semestre 2023 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
6 Crediti commerciali e altri crediti
| (€ milioni) | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Crediti commerciali | 10.644 | 16.556 |
| Crediti per attività di disinvestimento | 408 | 301 |
| Crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione | 1.601 | 1.645 |
| Crediti verso altri | 2.192 | 2.338 |
| 14.845 | 20.840 |
Il decremento dei crediti commerciali di €5.912 milioni è riferito ai settori Global Gas & LNG Portfolio per €5.504 milioni e Plenitude & Power per €951 milioni e risente della diminuzione dei prezzi delle commodity energetiche che hanno fatto diminuire il valore nominale dei crediti.
Nel corso del primo semestre 2023, sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto di crediti essenzialmente commerciali con scadenza successiva al 30 giugno 2023 per €1.163 milioni (€2.212 milioni nell'esercizio 2022 con scadenza 2023). Le cessioni hanno riguardato crediti relativi al settore Sustainable Mobility, Refining e Chimica per €861 milioni, al settore Global Gas & LNG Portfolio per €287 milioni e al settore Plenitude & Power per €15 milioni.
Al 30 giugno 2023, è outstanding un credito commerciale per forniture di gas naturale al cliente Acciaierie d'Italia (ex-ILVA) dell'ammontare di circa €104 milioni (€373 milioni al 31 dicembre 2022) interamente scaduto e oggetto di un piano di rientro. Il credito è assistito da parent company guarantee rilasciate dagli azionisti che coprono l'intero ammontare.
L'esposizione maggiore dei crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione riguarda la Nigeria per €564 milioni (€611 milioni al 31 dicembre 2022) ed è relativa alla quota dei costi di sviluppo di competenza dei joint venture partner in progetti petroliferi operati da Eni nei quali la Società sostiene anticipatamente tutti i costi dell'iniziativa e li riaddebita ai partner mediante il meccanismo della c.d. cash call. Al 30 giugno 2023, l'ammontare dei crediti netti scaduti verso la società di Stato NNPC è di €437 milioni (€475 milioni al 31 dicembre 2022). Tale ammontare riguarda per circa un quarto dei crediti pregressi oggetto di un piano di rientro che prevede l'attribuzione a Eni della quota di produzione di spettanza della società di Stato in iniziative di sviluppo "rig-less", aventi ridotto rischio minerario, con previsione di incasso totale entro il 2024. Tale credito è esposto in bilancio al netto dell'attualizzazione determinata utilizzando il WACC Paese.
L'esposizione per cash call verso una società petrolifera nigeriana privata ammonta a €227 milioni di crediti scaduti (€242 milioni al 31 dicembre 2022) ed è esposta al netto di un fondo svalutazione stimato in base alla percentuale di perdita attesa definita da Eni per le international oil companies in stato di default. Il partner ha sostanzialmente sospeso i pagamenti delle cash call, che quindi si vanno cumulando, avanzando delle contestazioni relative agli ammontari addebitati. Sono in corso procedure arbitrali per la risoluzione delle relative dispute.
I crediti verso altri comprendono: (i) per €606 milioni (€566 milioni al 31 dicembre 2022) il valore recuperabile di crediti scaduti nei confronti della società di Stato del Venezuela PDVSA per le forniture di gas prodotto dalla joint venture Cardón IV, partecipata pariteticamente da Eni e Repsol, ceduti dalla venture ai soci. I crediti sono esposti al netto di un fondo svalutazione calcolato con un tasso di expected loss di circa il 53%, stimato sulla base delle percentuali di perdita previste in casi analoghi di default da parte di Enti Nazionali su esposizioni Oil & Gas. Nel corso del primo semestre, a fronte del benestare delle Autorità USA nell'ambito del quadro sanzionatorio nei confronti del Venezuela, sono state effettuate operazioni di compensazione del credito mediante ritiri di olio di PDVSA; (ii) per €314 milioni (€318 milioni al 31 dicembre 2022) gli acconti verso fornitori e per €211 milioni (€196 milioni al 31 dicembre 2022) gli acconti per servizi; (iii) per €235 milioni (€239 milioni al 31 dicembre 2022) gli importi da ricevere da clienti a seguito dell'attivazione della clausola take-orpay dei contratti di somministrazione long-term di gas naturale.
I crediti commerciali e altri crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di €2.776 milioni (€2.954 milioni al 31 dicembre 2022).
Le riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti: | ||
| Accantonamenti al fondo svalutazione | (258) | (266) |
| Perdite nette su crediti | (41) | (29) |
| Rilasci per esubero | 239 | 130 |
| (60) | (165) |
Gli accantonamenti sono riferiti: (i) al settore Exploration & Production per €152 milioni e riguardano principalmente i crediti per cash-call nei confronti dei joint operator, società di Stato o società private locali in progetti petroliferi operati da Eni; (ii) alla linea di business Plenitude per €68 milioni e riguardano principalmente la clientela retail.
I rilasci per esubero sono riferiti: (i) al settore Global Gas & LNG Portfolio per €98 milioni sostanzialmente a seguito della riduzione delle esposizioni creditizie per le mutate condizioni di mercato; (ii) al settore Exploration & Production per €61 milioni e riguardano per €42 milioni rilasci per esubero del fondo svalutazione crediti verso la società di Stato del Venezuela PDVSA a fronte delle operazioni di compensazione del credito effettuate nel corso del semestre.
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.
7 Rimanenze e rimanenze immobilizzate – Scorte d'obbligo
Le rimanenze si analizzano come segue:
| Rimanenze | ||
|---|---|---|
| (€ milioni) | Rimanenze correnti | immobilizzate - Scorte d'obbligo |
| Valore lordo al 31.12.2022 | 8.381 | 1.935 |
| Fondo svalutazione al 31.12.2022 | 672 | 149 |
| Valore netto al 31.12.2022 | 7.709 | 1.786 |
| Variazioni del periodo | (1.691) | (385) |
| Altre variazioni | 56 | (4) |
| Valore netto al 30.06.2023 | 6.074 | 1.397 |
| Valore lordo al 30.06.2023 | 6.563 | 1.430 |
| Fondo svalutazione al 30.06.2023 | 489 | 33 |
Le rimanenze immobilizzate – scorte d'obbligo sono possedute da società italiane per €1.380 milioni (€1.764 milioni al 31 dicembre 2022) e riguardano le quantità minime di greggio e prodotti petroliferi che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge.
Il decremento delle rimanenze e delle rimanenze immobilizzate – scorte d'obbligo è dovuto essenzialmente alla flessione dei prezzi del petrolio e dei prodotti petroliferi.
8 Altre attività e passività
| 30.06.2023 | 31.12.2022 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Attività | Passività | Attività | Passività | |||||
| Non | Non | Non | Non | |||||
| (€ milioni) | Correnti | correnti | Correnti | correnti | Correnti | correnti | Correnti | correnti |
| Fair value su strumenti finanziari derivati | 4.217 | 67 | 3.186 | 238 | 11.076 | 129 | 9.042 | 286 |
| Passività da contratti con la clientela | 464 | 696 | 1.145 | 706 | ||||
| Attività e passività relative ad altre imposte | 665 | 159 | 2.375 | 26 | 807 | 157 | 1.463 | 34 |
| Altre | 1.303 | 2.139 | 781 | 2.450 | 938 | 1.950 | 823 | 2.208 |
| 6.185 | 2.365 | 6.806 | 3.410 | 12.821 | 2.236 | 12.473 | 3.234 |
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 20 – Strumenti finanziari derivati.
Le altre attività comprendono: (i) i crediti acquistati relativi a detrazioni fiscali, bonus, efficientamento energetico e simili per €680 milioni correnti (€366 milioni al 31 dicembre 2022) e €1.167 milioni non correnti (€903 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) il costo d'iscrizione del gas prepagato per effetto della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare oltre i 12 mesi per €346 milioni (€41 milioni entro i 12 mesi e €357 milioni oltre i 12 mesi al 31 dicembre 2022); (iii) le posizioni di underlifting del settore Exploration & Production di €295 milioni (€239 milioni al 31 dicembre 2022); (iv) crediti non correnti per attività di investimento per €23 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2022).
Le passività da contratti con la clientela comprendono: (i) acconti e anticipi ricevuti da clienti a fronte di future forniture di gas per €44 milioni (€538 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del greggio dai giacimenti in Val d'Agri alla raffineria di Taranto per €446 milioni (€430 milioni al 31 dicembre 2022); (iii) buoni carburanti elettronici prepagati per €246 milioni (€338 milioni al 31 dicembre 2022); (iv) gli anticipi incassati dal cliente Engie SA (ex Suez) a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica, di cui la quota a breve termine per €57 milioni (€58 milioni al 31 dicembre 2022) e a lungo termine per €246 milioni (€275 milioni al 31 dicembre 2022).
Le altre passività comprendono: (i) debiti non correnti verso le società di factoring connessi alla cessione del credito d'imposta maturato in base ai provvedimenti Ecobonus e Superbonus per €1.017 milioni (€758 milioni al 31 dicembre 2022); la quota corrente di €426 milioni (€246 milioni al 31 dicembre 2022) è compresa negli altri debiti (nota n.15 – Debiti commerciali e altri debiti); (ii) passività per posizioni di overlifting del settore Exploration & Production di €380 milioni (€479 milioni al 31 dicembre 2022); (iii) il valore del gas prepagato dai clienti per effetto dell'attivazione della clausola di take-orpay prevista dai relativi contratti di fornitura di lungo termine i cui volumi sottostanti si prevede siano ritirati entro i prossimi 12 mesi per €10 milioni (€85 milioni al 31 dicembre 2022) e oltre i 12 mesi per €428 milioni (€358 milioni di euro al 31 dicembre 2022); (iv) passività per ricavi e proventi anticipati per €106 milioni correnti (€104 milioni al 31 dicembre 2022) e €224 milioni non correnti (€247 milioni al 31 dicembre 2022); (v) depositi cauzionali ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia elettrica per €238 milioni (€222 milioni al 31 dicembre 2022); (vi) passività per attività d'investimento per €98 milioni (€83 milioni al 31 dicembre 2022).
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.
9 Immobili, impianti e macchinari
| (€ milioni) | Immobili, impianti e macchinari |
|---|---|
| Valore lordo al 31.12.2022 | 195.812 |
| Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2022 | 139.480 |
| Valore netto al 31.12.2022 | 56.332 |
| Investimenti | 4.551 |
| Capitalizzazione ammortamenti | 97 |
| Ammortamenti (*) | (3.186) |
| Riprese di valore | 14 |
| Svalutazioni | (395) |
| Radiazioni | (135) |
| Differenze di cambio da conversione | (764) |
| Rilevazione iniziale e variazione stima | 305 |
| Variazione dell'area di consolidamento | 659 |
| Altre variazioni | (189) |
| Valore netto al 30.06.2023 | 57.289 |
| Valore lordo al 30.06.2023 | 195.152 |
| Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2023 | 137.863 |
(*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per €3.965 milioni (€2.538 milioni nel primo semestre 2022).
Le informazioni relative alle svalutazioni e riprese di valore sono indicate alla nota n. 12 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing.
Le differenze di cambio da conversione sono riferite essenzialmente ad imprese con moneta funzionale dollaro USA.
La rilevazione iniziale e variazione stima comprende l'incremento dell'asset retirement cost delle attività materiali del settore Exploration & Production per effetto dell'incremento delle stime dei costi di abbandono, dell'avvio di nuovi progetti e del decremento dei tassi di attualizzazione.
La variazione dell'area di consolidamento è riferita per €548 milioni all'acquisizione del business di BP in Algeria, che include due concessioni produttive principalmente a gas "In Amenas" (Eni In Amenas Ltd) e "In Salah" (Eni In Salah Ltd), operate congiuntamente con Sonatrach ed Equinor.
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 come finanziario sono stati rilevati nelle Altre variazioni (€189 milioni).
Le altre variazioni comprendono la riclassifica ad attività destinate alla vendita relative ad alcuni permessi petroliferi in Congo per €331 milioni.
Gli immobili, impianti e macchinari comprendono pozzi, impianti e macchinari, attività esplorativa e di appraisal nonché immobilizzazioni in corso del settore Exploration & Production come segue:
| (€ milioni) | Pozzi, impianti e macchinari |
Attività esplorativa e di appraisal |
Immobilizzazioni in corso |
Totale |
|---|---|---|---|---|
| Valori al 31.12.2022 | 40.492 | 1.345 | 7.627 | 49.464 |
| Investimenti | 355 | 3.590 | 3.945 | |
| Capitalizzazione ammortamenti | 11 | 86 | 97 | |
| Ammortamenti (*) | (2.879) | (2.879) | ||
| Svalutazioni | (165) | (43) | (208) | |
| Radiazioni | (128) | (7) | (135) | |
| Variazione dell'area di consolidamento | 508 | 40 | 548 | |
| Differenze di cambio da conversione | (606) | (20) | (119) | (745) |
| Rilevazione iniziale e variazione stima | 221 | 12 | 65 | 298 |
| Trasferimenti | 1.322 | (10) | (1.312) | |
| Altre variazioni | (280) | (2) | 82 | (200) |
| Valori al 30.06.2023 | 38.613 | 1.563 | 10.009 | 50.185 |
(*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione.
I trasferimenti da immobilizzazioni in corso a immobilizzazioni in esercizio hanno riguardato per €1.275 milioni la messa in servizio di pozzi, impianti e macchinari principalmente in Stati Uniti, Messico, Egitto, Iraq, Congo, Italia ed Emirati Arabi.
Nell'ambito delle attività esplorative e di appraisal nel corso del semestre sono state rilevate radiazioni per €128 milioni riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nel semestre sono valutati d'insuccesso, relativi in particolare ad una iniziativa in Egitto.
Gli unproved mineral interest, compresi nelle immobilizzazioni in corso, accolgono il costo attribuito alle riserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenuto in occasione dell'acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:
| (€ milioni) | Congo | Nigeria | Turkmenistan | USA | Algeria | Egitto | Emirati Arabi Uniti | Italia | Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Valori al 31.12.2022 | 198 | 958 | 95 | 16 | 211 | 3 | 520 | 2 | 2.003 |
| Riclassifica a Proved Mineral Interest | (11) | (11) | |||||||
| Variazione dell'area di consolidamento | 40 | 40 | |||||||
| Differenze di cambio da conversione e altre variazioni | (5) | (16) | (2) | 13 | (9) | (19) | |||
| Valori al 30.06.2023 | 193 | 942 | 93 | 16 | 253 | 3 | 511 | 2 | 2.013 |
Gli unproved mineral interest comprendono il titolo minerario del giacimento offshore del Blocco 245 in Nigeria (OPL 245) il cui periodo esplorativo è scaduto l'11 maggio 2021 del valore iniziale di €904 milioni corrispondente al prezzo riconosciuto nel 2011 al Governo nigeriano per l'acquisizione del 50% di tale titolo. Considerando i costi di ricerca e pre-sviluppo successivamente capitalizzati, il valore di libro complessivo si ridetermina in €1.230 milioni. La complessa vicenda giudiziaria penale presso la Corte di Milano connessa a presunti reati di corruzione internazionale in merito all'assegnazione della licenza (v. sezione Contenziosi della nota n. 28 – Garanzie, impegni e rischi della Relazione Finanziaria Annuale 2022) si è risolta definitivamente in modo favorevole a Eni nel corso del 2022. È pendente la domanda di conversione della licenza in Oil Mining Lease (OML) presso le competenti autorità nigeriane per poter avviare le attività di sviluppo delle riserve, avendo verificato la presenza di tutti i requisiti contrattuali per la conversione e il rispetto di tutte le condizioni. Considerata l'inazione della Autorità nigeriane e il protrarsi della situazione di stallo, Eni sta portando avanti un arbitrato proposto nel 2020 presso l'ICSID, il centro internazionale per il regolamento delle controversie in materia di investimenti, per tutelare il valore dell'asset. Eni ritiene di avere delle solide argomentazioni a tutela delle proprie pretese e su questa base ha confermato il valore di libro dell'asset.
Tale tenuta è confermata anche nella stima del valore recuperabile nella prospettiva di utilizzo economico assumendone la conversione/sviluppo, la rischiatura al WACC paese e l'assunzione di ulteriori ritardi nell'avvio delle attività. In caso di espresso diniego alla conversione da parte delle Autorità nigeriane o altra azione che lascia presupporre un esproprio del titolo, sarà considerata in sede di redazione delle prossime informazioni finanziarie la riclassificazione dell'asset in una voce dedicata e la valorizzazione del diritto di natura risarcitoria.
10 Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing
| Diritto di utilizzo | Passività per beni | |
|---|---|---|
| (€ milioni) | beni in leasing | in leasing |
| Valore lordo al 31.12.2022 | 6.862 | |
| Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2022 | 2.416 | |
| Valore netto al 31.12.2022 | 4.446 | 4.951 |
| Incrementi | 348 | 348 |
| Decrementi | (475) | |
| Ammortamenti (*) | (469) | |
| Svalutazioni nette | (2) | |
| Differenze di cambio da conversione | (40) | (44) |
| Variazione dell'area di consolidamento | 8 | 8 |
| Altre variazioni | (58) | (62) |
| Valore netto al 30.06.2023 | 4.233 | 4.726 |
| Valore lordo al 30.06.2023 | 6.951 | |
| Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2023 | 2.718 |
(*) Gli ammortamenti sono al lordo della quota oggetto di capitalizzazione su attività materiali.
Il diritto di utilizzo beni in leasing "RoU" di €4.233 milioni è riferito principalmente: (i) al settore Exploration & Production per €2.491 milioni (€2.653 milioni al 31 dicembre 2022) e riguarda principalmente i leasing di unità navali FPSO utilizzate nello sviluppo dei progetti offshore OCTP in Ghana e Area 1 in Messico della durata compresa tra 17 e 18 anni comprensiva dell'opzione di rinnovo, nonché il noleggio pluriennale di impianti di perforazione offshore ("rig") in relazione alla sola lease component; (ii) al settore Sustainable Mobility, Refining e Chimica per €804 milioni (€800 milioni al 31 dicembre 2022) e riguarda le concessioni autostradali, le locazioni di terreni, le locazioni di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi, nonché le locazioni di mezzi navali per le attività di shipping e il parco auto dedicato al business car sharing; (iii) al settore Corporate e Altre attività per €519 milioni (€548 milioni al 31 dicembre 2022) e riguarda principalmente i contratti di affitto degli immobili.
La passività per beni in leasing è riferibile per €479 milioni (€494 milioni al 31 dicembre 2022) alla quota delle passività di competenza del joint operator nei progetti a guida Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call.
La quota a breve termine delle passività per beni in leasing ammonta a €853 milioni (€884 milioni al 31 dicembre 2022).
Le altre variazioni relative al diritto di utilizzo beni in leasing e alle passività per beni in leasing riguardano essenzialmente la chiusura anticipata o la rinegoziazione di contratti di leasing.
I debiti per beni in leasing verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.
11 Attività immateriali
| (€ milioni) | Attività immateriali a vita utile definita |
Goodwill | Altre attività a vita utile indefinita |
Totale |
|---|---|---|---|---|
| Valore lordo al 31.12.2022 | 6.939 | |||
| Fondo ammortamento e svalutazione al 31.12.2022 | 4.576 | |||
| Valore netto al 31.12.2022 | 2.363 | 3.138 | 24 | 5.525 |
| Investimenti | 125 | 125 | ||
| Ammortamenti | (167) | (167) | ||
| Svalutazioni | (6) | (6) | ||
| Variazione dell'area di consolidamento | 42 | 6 | 48 | |
| Differenze di cambio da conversione | (10) | (10) | ||
| Altre variazioni | (16) | (16) | ||
| Valore netto al 30.06.2023 | 2.331 | 3.144 | 24 | 5.499 |
| Valore lordo al 30.06.2023 | 7.125 | |||
| Fondo ammortamento e svalutazione al 30.06.2023 | 4.794 |
Gli investimenti di €125 milioni (€121 milioni nel primo semestre 2022) comprendono la capitalizzazione di costi per l'acquisizione della clientela della linea di business Plenitude per €75 milioni (€60 milioni nel primo semestre 2022).
Il saldo finale delle attività a vita utile definita comprende diritti e potenziale esplorativo che si analizzano per tipologia di attività come segue:
| (€ milioni) | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Diritti esplorativi proved | 98 | 104 |
| Diritti esplorativi unproved | 691 | 689 |
| 789 | 793 |
Il saldo finale della voce goodwill è esposto al netto di svalutazioni cumulate per un totale di €2.657 milioni. Nel semestre non sono state rilevate svalutazioni dei goodwill iscritti in bilancio, nonostante la flessione dei prezzi dell'energia elettrica che ha riguardato il settore delle rinnovabili.
12 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
I criteri adottati nell'individuazione delle Cash Generating Unit (CGU) e nell'esecuzione della verifica di recuperabilità dei valori d'iscrizione delle attività fisse sono analoghi rispetto alla Relazione Finanziaria Annuale 2022 alla quale si rinvia (nota n. 15 – Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritti di utilizzo beni in leasing. Variabilità dei risultati agli scenari di decarbonizzazione).
L'analisi degli impairment indicators rispetto a dicembre riflette lo scenario di riferimento che nel primo semestre non ha registrato modifiche sostanziali, tali da alterare la view del management sull'andamento dei prezzi delle commodity energetiche di lungo termine.
Il prezzo del petrolio Brent dopo la fase ininterrotta di correzione in atto dal secondo semestre 2022 (-30% relativa ai valori medi semestre 2023 verso semestre 2022 da \$108/bbl a \$80/bbl), ha trovato un floor nella parte finale del semestre a seguito dell'annuncio da parte dell'OPEC+ di estendere l'accordo di produzione vigente, che prevedeva tagli volontari alla produzione, al fine di sostenere i prezzi del petrolio, nonché grazie alla decisione unilaterale dell'Arabia Saudita nel meeting di giugno di ridurre la produzione di 1 milione di barili/giorno nel mese di luglio con possibile estensione. Le iniziative dell'OPEC+ hanno evidenziato l'impegno dell'alleanza nel bilanciare l'offerta di petrolio e mantenere la stabilità dei prezzi. La flessione del prezzo a breve/medio termine era stata anticipata nei piani aziendali; resta confermato il lungo termine (80 \$/bbl real terms 2026).
Il blocco delle importazioni di greggio e prodotti petroliferi dalla Russia ad opera dell'Unione Europea e del G7 ha avuto un impatto sui flussi internazionali, senza però determinare una contrazione dell'offerta.
Il prezzo del gas naturale ha registrato una flessione molto più accentuata di quella del petrolio, in particolare in Europa (-60% relativa ai valori medi) a causa dell'eccesso d'offerta dovuto sia a fattori contingenti (temperature miti, livello degli stoccaggi), sia a fattori strutturali quali la ripresa delle produzioni e delle esportazioni via LNG negli Stati Uniti, il calo della domanda dovuto al rallentamento della produzione industriale e alle misure di risparmio energetico e la delocalizzazione delle industrie energivore. Tali dinamiche, in parte scontate nelle previsioni Eni dei prezzi del gas a lungo termine, hanno registrato un inatteso trend nel breve medio termine.
L'andamento dello scenario di raffinazione e della chimica è in linea con i piani aziendali.
Non si rilevano dunque impairment indicators rilevanti ai fini delle valutazioni di recuperabilità delle attività fisse della relazione semestrale, ad eccezione del prezzo spot del gas naturale nei mercati europei, che costituisce il principale driver di valore delle CGU di estrazione del gas localizzate in Italia e UK. L'impairment test eseguito su tali CGU ha evidenziato una svalutazione di circa €170 milioni relativi a un asset minerario a gas in Italia.
Nel business della raffinazione dove i valori di libro erano stati azzerati in esercizi passati in relazione ai fattori di debolezza strutturale del settore, non oggetto di reversal, le svalutazioni del periodo hanno riguardato capitalizzazioni di investimenti di stay-in-business (€171 milioni) nelle CGU svalutate. Non sono stati rilevati indicatori di perdita di valore nei settori della bioraffinazione e della commercializzazione di prodotti petroliferi, come confermato dal positivo andamento gestionale. Il business chimica risente dello scenario atteso e registra un indebolimento di redditività già scontato nelle valutazioni del bilancio annuale. Infine, è stata registrata una svalutazione per allineamento al fair value di un pool di asset in dismissione in Congo (circa €40 milioni).
13 Partecipazioni
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
| (€ milioni) | Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
|---|---|
| Valore al 31.12.2022 | 12.092 |
| Acquisizioni e sottoscrizioni | 1.119 |
| Valutazione al patrimonio netto | 678 |
| Decremento per dividendi | (1.263) |
| Differenze di cambio | (280) |
| Altre variazioni | 676 |
| Valore al 30.06.2023 | 13.022 |
Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano: (i) per €880 milioni l'acquisizione da PBF Energy Inc del 50% del capitale di St. Bernard Renewables Llc bioraffineria oggi in fase di espansione nell'area della raffineria di Chalmette, in Louisiana (Stati Uniti d'America), con l'obiettivo di una capacità di trattamento di circa 1,1 milioni di tonnellate/anno di materia prima vegetale per la produzione di olio vegetale idrotrattato "HVO" per biocarburanti; (ii) per €64 milioni la sottoscrizione dell'aumento di capitale di Qatar Liquefied Gas Company Limited (9) (Eni 25%) che partecipa con una quota del 12,5% nel progetto North Field East (NFE) assicurando ad Eni una quota del 3,125% nel megaprogetto del Qatar per lo sviluppo dell'LNG; (iii) per €42 milioni la sottoscrizione dell'aumento di capitale di Vårgrønn AS la joint venture (Eni 65%) che possiede la quota del 20% nei progetti eolici offshore Doggerbank A, B e C nel Regno Unito; (iv) per €23 milioni la sottoscrizione dell'aumento di capitale di Coral FLNG SA (Eni 25%) proprietaria dell'impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell'Area 4 in Mozambico.
La valutazione al patrimonio netto è riferita essenzialmente: (i) ai proventi su Azule Energy Holdings Ltd di €293 milioni; (ii) ai proventi su Vår Energi ASA per €171 milioni; (iii) ai proventi su Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) per €160 milioni; (iv) ai proventi su ADNOC Global Trading Ltd per €66 milioni.
Il decremento per dividendi è riferito per €540 milioni alla Azule Energy Holdings Ltd, per €328 milioni alla Vår Energi ASA, per €277 milioni alla Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER), e per €92 milioni alla ADNOC Global Trading Ltd.
Le altre variazioni comprendono la rilevazione iniziale della joint venture SeaCorridor Srl (quota Eni 50,1%) per €575 milioni a seguito della business combination che ha comportato la cessione a Snam del 49,9% delle società Eni attive nella gestione del trasporto del gas naturale dall'Algeria mediante i gasdotti TTPC e TMPC.
Al 30 giugno 2023 i valori di libro e di mercato della Saipem SpA e della Vår Energi ASA, società quotate in borsa partecipate da Eni valutate ad equity, sono i seguenti:
| Saipem SpA | Vår Energi ASA | ||
|---|---|---|---|
| Numero di azioni ordinarie | 622.476.192 | 1.573.713.749 | |
| % di partecipazione | 31,20 | 63,04 | |
| Prezzo delle azioni | (€) | 1,275 | 2,495 |
| Valore di mercato | (€ milioni) | 794 | 3.926 |
| Valore di libro | (€ milioni) | 670 | 529 |
Al 30 giugno 2023 la capitalizzazione di borsa del titolo Saipem è superiore al valore di libro della partecipazione di €124 milioni, allineata alla corrispondente frazione del patrimonio netto contabile della partecipata.
Al 30 giugno 2023 la capitalizzazione di borsa del titolo Vår Energi ASA per la quota Eni è superiore di €3.397 milioni rispetto al valore di libro della partecipazione.
Il valore di libro delle partecipazioni al 30 giugno 2023 include Azule Energy Holdings Ltd per €4.744 milioni, Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) per €2.343 milioni, St. Bernard Renewables Llc per €880 milioni, Saipem SpA per €670 milioni, SeaCorridor Srl per €596 milioni, Vår Energi ASA per €529 milioni, Cardón IV SA per €468 milioni, Vårgrønn AS per €413 milioni, Qatar Liquefied Gas Company Limited (9) per €358 milioni, Coral FLNG SA per €336 milioni, Mozambique Rovuma Venture SpA per €315 milioni, Novamont SpA per €250 milioni e ADNOC Global Trading Ltd per €130 milioni.
Altre partecipazioni
| (€ milioni) | Altre partecipazioni |
|---|---|
| Valore al 31.12.2022 | 1.202 |
| Acquisizioni e sottoscrizioni | 63 |
| Valutazione al fair value con effetto a OCI | 15 |
| Differenze di cambio | (12) |
| Altre variazioni | (3) |
| Valore al 30.06.2023 | 1.265 |
Le altre partecipazioni sono partecipazioni minoritarie in entità non quotate strumentali al business. Per la metodologia di valutazione si rinvia alla Relazione Finanziaria Annuale 2022.
Il valore di libro al 30 giugno 2023 include la Nigeria LNG Ltd per €657 milioni e la Saudi European Petrochemical Co "IBN ZAHR" per €108 milioni.
I dividendi distribuiti sono commentati alla nota n. 28 – Proventi (oneri) su partecipazioni.
Le partecipazioni in imprese controllate, a controllo congiunto, collegate e rilevanti al 30 giugno 2023 sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 2023" che costituisce parte integrante delle presenti note.
14 Altre attività finanziarie
| 30.06.2023 | 31.12.2022 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Correnti | Non correnti | Correnti | Non correnti | |
| Crediti finanziari strumentali all'attività operativa a lungo termine | 19 | 1.986 | 11 | 1.911 | |
| Crediti finanziari strumentali all'attività operativa a breve termine | 8 | 8 | |||
| 27 | 1.986 | 19 | 1.911 | ||
| Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | 822 | 1.485 | |||
| 849 | 1.986 | 1.504 | 1.911 | ||
| Titoli strumentali all'attività operativa | 57 | 56 | |||
| 849 | 2.043 | 1.504 | 1.967 |
I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione di €391 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2022).
I crediti finanziari strumentali all'attività operativa riguardano finanziamenti concessi principalmente dal settore Exploration
& Production (€1.906 milioni) a società collegate e joint agreement per l'esecuzione di progetti industriali di interesse Eni. Tali crediti sono espressione di interessenze di lungo termine nelle iniziative finanziate. L'esposizione maggiore è nei confronti: (i) della Mozambique Rovuma Venture SpA (Eni 35,71%) per €1.233 milioni (€1.187 milioni al 31 dicembre 2022), impegnata nello sviluppo delle riserve di gas naturale del giacimento Coral South e nelle attività di pre-sviluppo della scoperta Mamba nell'Area 4 dell'offshore del Mozambico; (ii) della Coral FLNG SA (Eni 25%) per €383 milioni (€356 milioni al 31 dicembre 2022), che ha realizzato l'impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell'Area 4 in Mozambico.
Il fair value dei crediti finanziari strumentali all'attività operativa non correnti ammonta a €1.986 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 2,2% e 6,2% (1,8% e 5,1% al 31 dicembre 2022).
I crediti finanziari non strumentali all'attività operativa riguardano per €739 milioni (€1.266 milioni al 31 dicembre 2022) depositi vincolati a garanzia di operazioni su contratti derivati riferiti essenzialmente al settore Global Gas & LNG Portfolio.
Il fair value dei titoli ammonta a €55 milioni ed è determinato sulla base delle quotazioni di mercato.
I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.
15 Debiti commerciali e altri debiti
| (€ milioni) | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Debiti commerciali | 11.122 | 19.527 |
| Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione | 608 | 606 |
| Debiti verso fornitori per attività di investimento | 2.913 | 2.561 |
| Debiti verso partner per attività di esplorazione e produzione | 1.179 | 1.235 |
| Debiti verso altri | 1.644 | 1.780 |
| 17.466 | 25.709 |
Il decremento dei debiti commerciali di €8.405 milioni è riferito ai settori Global Gas & LNG Portfolio per €7.534 milioni e Sustainable Mobility, Refining e Chimica per €800 milioni e risente della diminuzione dei prezzi delle commodity energetiche che hanno fatto diminuire il valore nominale dei debiti.
I debiti verso altri comprendono: (i) debiti verso il personale per €224 milioni (€255 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) gli importi ancora dovuti per l'attivazione della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term di €191 milioni (€284 milioni al 31 dicembre 2022); (iii) debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale per €114 milioni (€100 milioni al 31 dicembre 2022).
La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.
16 Passività finanziarie
| 30.06.2023 | 31.12.2022 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Passività finanziarie a breve termine |
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine |
Passività finanziarie a lungo termine |
Totale | Passività finanziarie a breve termine |
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine |
Passività finanziarie a lungo termine |
Totale |
| Banche | 2.054 | 1.039 | 1.449 | 4.542 | 3.645 | 851 | 1.999 | 6.495 |
| Obbligazioni ordinarie | 2.894 | 16.751 | 19.645 | 2.140 | 16.372 | 18.512 | ||
| Obbligazioni Sustainability-Linked | 3.746 | 3.746 | 2 | 996 | 998 | |||
| Debiti finanziari rappresentati da titoli di credito | 20 | 20 | 34 | 34 | ||||
| Altri finanziatori | 536 | 151 | 97 | 784 | 767 | 104 | 7 | 878 |
| 2.610 | 4.084 | 22.043 | 28.737 | 4.446 | 3.097 | 19.374 | 26.917 |
L'incremento delle passività finanziarie di €1.820 milioni è dettagliato nella tabella "Variazioni delle passività finanziarie derivanti da attività di finanziamento" riportata alla fine della presente nota.
I debiti finanziari rappresentati da titoli di credito riguardano l'emissione di commercial paper da parte delle società
finanziarie del Gruppo.
Al 30 giugno 2023 le passività finanziarie con banche comprendono per €1.300 milioni contratti di finanziamento sustainability-linked, che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo del finanziamento collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità.
Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 30 giugno 2023 il programma risulta utilizzato per €17,8 miliardi.
Le obbligazioni ordinarie riguardano il programma di Euro Medium Term Notes per complessivi €16.153 milioni e altri prestiti obbligazionari per complessivi €3.492 milioni.
Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €3.622 milioni. Nel corso del primo semestre 2023 sono state emesse nuove obbligazioni ordinarie all'interno del programma Euro Medium Term Notes per €1.245 milioni.
L'analisi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l'indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:
| Disaggio di emissione e rateo di |
Scadenza | Tasso (%) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Importo | interesse | Totale | Valuta | da | a | da | a |
| Società emittente | ||||||||
| Euro Medium Term Notes | ||||||||
| Eni SpA | 1.250 | (5) | 1.245 | EUR | 2033 | 4,250 | ||
| Eni SpA | 1.200 | 37 | 1.237 | EUR | 2025 | 3,750 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 32 | 1.032 | EUR | 2023 | 3,250 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 11 | 1.011 | EUR | 2029 | 3,625 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 4 | 1.004 | EUR | 2026 | 1,500 | ||
| Eni SpA | 1.000 | 1.000 | EUR | 2031 | 2,000 | |||
| Eni SpA | 1.000 | 1.000 | EUR | 2030 | 0,625 | |||
| Eni SpA | 1.000 | (3) | 997 | EUR | 2026 | 1,250 | ||
| Eni SpA | 900 | 3 | 903 | EUR | 2024 | 0,625 | ||
| Eni SpA | 800 | (4) | 796 | EUR | 2028 | 1,625 | ||
| Eni SpA | 750 | 5 | 755 | EUR | 2024 | 1,750 | ||
| Eni SpA | 750 | 2 | 752 | EUR | 2027 | 1,500 | ||
| Eni SpA | 750 | 1 | 751 | EUR | 2034 | 1,000 | ||
| Eni SpA | 650 | 1 | 651 | EUR | 2025 | 1,000 | ||
| Eni SpA | 600 | 1 | 601 | EUR | 2028 | 1,125 | ||
| Eni Finance International SA | 1.612 | 8 | 1.620 | USD | 2026 | 2027 | variabile | |
| Eni Finance International SA | 795 | 3 | 798 | EUR | 2025 | 2043 | 1,275 | 5,441 |
| 16.057 | 96 | 16.153 | ||||||
| Altri prestiti obbligazionari | ||||||||
| Eni SpA | 921 | 11 | 932 | USD | 2023 | 4,000 | ||
| Eni SpA | 921 | 6 | 927 | USD | 2028 | 4,750 | ||
| Eni SpA | 921 | 1 | 922 | USD | 2029 | 4,250 | ||
| Eni SpA | 323 | 1 | 324 | USD | 2040 | 5,700 | ||
| Eni USA Inc | 369 | 369 | USD | 2027 | 7,300 | |||
| Eni Plenitude Wind 2022 SpA | 18 | 18 | EUR | 2031 | variabile | |||
| 3.473 | 19 | 3.492 | ||||||
| 19.530 | 115 | 19.645 |
Le informazioni relative alle obbligazioni sustainability-linked di Eni SpA sono le seguenti:
| (€ milioni) | Importo | Disaggio di emissione e rateo di interesse |
Totale | Valuta | Scadenza | Tasso (%) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Società emittente | ||||||
| Eni SpA - Retail | 2.000 | (2) | 1.998 | EUR | 2028 | 4,300 |
| Eni SpA - Euro Medium Term Notes | 1.000 | (3) | 997 | EUR | 2028 | 0,375 |
| Eni SpA - Euro Medium Term Notes | 750 | 1 | 751 | EUR | 2027 | 3,625 |
| 3.750 | (4) | 3.746 |
Nel corso del primo semestre 2023, Eni SpA ha emesso 2 prestiti obbligazionari le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità, il primo destinato ad un pubblico retail di €2.000 milioni e il secondo nell'ambito del programma Euro medium Term Notes di €750 milioni, che riguardano: (i) Net Carbon Footprint upstream (Scope 1 e 2) pari o inferiore a 5,2 milioni di tonnellate di CO2 equivalenti al 31 dicembre 2025; (ii) capacità installata per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili pari o superiore a 5 GW al 31 dicembre 2025. Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse.
Eni, inoltre, ha in essere un sustainability-linked bond per un ammontare nominale complessivo di €1.000 milioni le cui obbligazioni sono collegate al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità che riguardano: (i) Net Carbon Footprint upstream (emissioni GHG Scope 1 + Scope 2) inferiori o uguali a 7,4 milioni di tonnellate di CO2 equivalenti entro il 2024; (ii) capacità installata da fonti rinnovabili di 5 GW entro il 2025. Nel caso di mancato raggiungimento di uno dei due obiettivi gli accordi prevedono un incremento del tasso di interesse.
Al 30 giugno 2023 Eni dispone di linee di credito committed di €8.078 milioni. Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato. Le linee di credito committed si analizzano come segue:
| (€ milioni) | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Linee di credito sustainability‐linked a lungo comprensive delle quote a breve non utilizzate | 7.950 | 8.100 |
| Altre linee di credito a lungo non utilizzate | 2 | |
| Altre linee di credito a lungo utilizzate | 70 | |
| Linee di credito a lungo termine | 7.950 | 8.172 |
| Altre linee di credito a breve non utilizzate | 26 | 43 |
| Altre linee di credito a breve utilizzate | 102 | 83 |
| Linee di credito a breve termine | 128 | 126 |
| 8.078 | 8.298 |
Al 30 giugno 2023 non risultano inadempimenti di clausole contrattuali connesse a contratti di finanziamento.
Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, si analizza come segue:
| (€ milioni) | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Obbligazioni ordinarie e Obbligazioni Sustainability‐Linked | 22.292 | 18.167 |
| Banche | 2.375 | 2.733 |
| Altri finanziatori | 249 | 111 |
| 24.916 | 21.011 |
Il fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra 2,2% e 6,2% (1,8% e 5,1% al 31 dicembre 2022).
La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termine non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.
Variazioni delle passività derivanti da attività di finanziamento
| (€ milioni) | Debiti finanziari a lungo termine e quote a breve di debiti finanziari a lungo termine |
Debiti finanziari a breve termine |
Passività per beni in leasing a lungo termine e quote a breve di passività per leasing a lungo termine |
Totale |
|---|---|---|---|---|
| Valore al 31.12.2022 | 22.471 | 4.446 | 4.951 | 31.868 |
| Variazioni monetarie | 3.541 | (2.113) | (475) | 953 |
| Differenze di cambio da conversione e da allineamento | (45) | (8) | (49) | (102) |
| Variazione area di consolidamento | 148 | 8 | 156 | |
| Altre variazioni non monetarie | 160 | 137 | 291 | 588 |
| Valore al 30.06.2023 | 26.127 | 2.610 | 4.726 | 33.463 |
La variazione dell'area di consolidamento è riferita al settore Global Gas & LNG Portfolio per €147 milioni e alla linea di business Plenitude per €8 milioni
Le altre variazioni non monetarie comprendono €348 milioni di assunzioni di passività per beni in leasing e €217 milioni di debiti verso fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario.
Le passività per beni in leasing sono commentate alla nota n. 10 - Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.
I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 – Rapporti con parti correlate.
17 Analisi dell'indebitamento finanziario netto
| (€ milioni) | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| A. Disponibilità liquide | 2.957 | 3.351 |
| B. Mezzi equivalenti a disponibilità liquide | 8.460 | 6.804 |
| C. Altre attività finanziarie correnti | 9.105 | 9.736 |
| D. Liquidità (A+B+C) | 20.522 | 19.891 |
| E. Debito finanziario corrente | 5.504 | 6.588 |
| F. Quota corrente del debito finanziario non corrente | 2.043 | 1.839 |
| G. Indebitamento finanziario corrente (E+F) | 7.547 | 8.427 |
| H. Indebitamento finanziario corrente netto (G-D) | (12.975) | (11.464) |
| I. Debito finanziario non corrente |
5.419 | 6.073 |
| J. Strumenti di debito | 20.497 | 17.368 |
| K. Debiti commerciali e altri debiti non correnti | ||
| L. Indebitamento finanziario non corrente (I+J+K) | 25.916 | 23.441 |
| M. Totale indebitamento finanziario (H+L) | 12.941 | 11.977 |
Le disponibilità liquide e mezzi equivalenti comprendono circa €212 milioni soggetti a misure di pignoramento da parte di terzi e di vincoli relativi al pagamento di debiti.
Le altre attività finanziarie correnti comprendono: (i) le attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico che sono commentate alla nota n. 5 – Attività finanziarie valutate al fair value con effetto a conto economico; (ii) i crediti finanziari che sono commentati alla nota n. 14 – Altre attività finanziarie.
La composizione delle voci relative ai debiti finanziari correnti e non correnti è indicata alla nota n. 16 – Passività finanziarie.
La quota corrente del debito finanziario non corrente e il debito finanziario non corrente comprendono passività per beni in leasing rispettivamente per €853 milioni e €3.873 milioni (rispettivamente €884 milioni e €4.067 milioni al 31 dicembre 2022) di cui €479 milioni (€494 milioni al 31 dicembre 2022) relativi alla quota delle passività di competenza dei joint operator nei progetti a guida Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call.
18 Fondi per rischi e oneri
| (€ milioni) | Fondi per rischi e oneri |
|---|---|
| Valore al 31.12.2022 | 15.267 |
| Accantonamenti | 633 |
| Rilevazione iniziale e variazione stima del fondo abbandono, ripristino siti e social project | 305 |
| Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo | 151 |
| Utilizzi a fronte oneri | (817) |
| Rilasci per esuberanza | (120) |
| Differenze cambio da conversione | (74) |
| Altre variazioni | (147) |
| Valore al 30.06.2023 | 15.198 |
Gli accantonamenti del semestre riguardano principalmente oneri ambientali, oneri per dispute contrattuali e per oneri a fronte di sinistri assicurativi.
L'incremento della rilevazione iniziale e variazione stima del fondo abbandono, ripristino siti e social project è riferito al settore Exploration & Production ed è dovuto all'incremento delle stime dei costi di abbandono, dell'avvio di nuovi progetti e al decremento dei tassi di attualizzazione.
Gli utilizzi a fronte oneri hanno riguardato l'avanzamento dei progetti di bonifica ambientale, di abbandono e ripristino siti e oneri a fronte di dispute contrattuali.
I rilasci per esuberanza sono riferiti principalmente al settore Global Gas & LNG Portfolio e derivano da meccanismi contrattuali di aggiornamento, rinegoziazioni e accordi relativi a periodi precedenti che sono tipici del settore di attività.
19 Passività per imposte differite e attività per imposte anticipate
| (€ milioni) | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Passività per imposte differite lorde | 8.887 | 9.315 |
| Attività per imposte anticipate compensabili | (3.322) | (4.221) |
| Passività per imposte differite | 5.565 | 5.094 |
| Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione | 7.831 | 8.790 |
| Passività per imposte differite compensabili | (3.322) | (4.221) |
| Attività per imposte anticipate | 4.509 | 4.569 |
La movimentazione delle passività per imposte differite e delle attività per imposte anticipate si analizza come segue:
| (€ milioni) | Passività per imposte differite lorde |
Attività per imposte anticipate lorde |
Fondo svalutazione attività per imposte anticipate |
Attività per imposte anticipate al netto del fondo svalutazione |
|---|---|---|---|---|
| Valore al 31.12.2022 | 9.315 | (14.960) | 6.170 | (8.790) |
| Variazioni di periodo | (804) | 837 | 207 | 1.044 |
| Variazioni con effetto ad OCI | 201 | (17) | (17) | |
| Differenze di cambio da conversione | (111) | 104 | (35) | 69 |
| Altre variazioni | 286 | (181) | 44 | (137) |
| Valore al 30.06.2023 | 8.887 | (14.217) | 6.386 | (7.831) |
Le imposte sul reddito sono indicate alla nota n. 29 – Imposte sul reddito.
20 Strumenti finanziari derivati
| 30.06.2023 | 31.12.2022 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Fair value attivo |
Fair value passivo |
Gerarchia del fair value - Livello |
Fair value attivo |
Fair value passivo |
Gerarchia del fair value - Livello |
|
| Contratti derivati non di copertura | |||||||
| Contratti su valute | |||||||
| - Currency swap | 48 | 22 | 2 | 110 | 132 | 2 | |
| - Interest currency swap | 131 | 2 | 1 | 144 | 2 | ||
| - Outright | 9 | 2 | 3 | 12 | 2 | ||
| 48 | 162 | 114 | 288 | ||||
| Contratti su interessi | |||||||
| - Interest rate swap | 73 | 56 | 2 | 137 | 58 | 2 | |
| 73 | 56 | 137 | 58 | ||||
| Contratti su merci | |||||||
| - Over the counter | 3.362 | 3.083 | 2 | 9.571 | 8.663 | 2 | |
| - Future | 3.513 | 2.781 | 1 | 6.886 | 5.764 | 1 | |
| - Opzioni | 4 | 5 | 1 | 2 | 1 | ||
| - Altro | 15 | 2 | 80 | 2 | |||
| 6.879 | 5.884 | 16.457 | 14.509 | ||||
| 7.000 | 6.102 | 16.708 | 14.855 | ||||
| Contratti derivati cash flow hedge | |||||||
| Contratti su merci | |||||||
| - Over the counter | 41 | 54 | 2 | ||||
| - Future | 5 | 1 | 339 | 192 | 1 | ||
| 41 | 59 | 339 | 192 | ||||
| Contratti su interessi | |||||||
| - Interest rate swap | 24 | 2 | 21 | 2 | |||
| 24 | 21 | ||||||
| 65 | 59 | 360 | 192 | ||||
| Opzioni | |||||||
| - Altre opzioni | 44 | 3 | 144 | 3 | |||
| 44 | 144 | ||||||
| Totale contratti derivati lordi | 7.065 | 6.205 | 17.068 | 15.191 | |||
| Compensazione | (2.781) | (2.781) | (5.863) | (5.863) | |||
| Totale contratti derivati netti | 4.284 | 3.424 | 11.205 | 9.328 | |||
| Di cui: | |||||||
| - correnti | 4.217 | 3.186 | 11.076 | 9.042 | |||
| - non correnti | 67 | 238 | 129 | 286 |
Nel 2021 Eni ha sottoscritto interest rate swap e cross currency swap sustainability-linked con primari istituti bancari che prevedono un meccanismo di aggiustamento del costo collegato al conseguimento di determinati obiettivi di sostenibilità. Al 30 giugno 2023 il fair value di tali contratti è attivo per €29 milioni.
Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.
Nel corso del primo semestre 2023 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.
Effetti rilevati tra gli altri proventi (oneri) operativi
Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 19 | |
| Proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati | 41 | (793) |
| 41 | (774) |
Effetti rilevati tra gli altri proventi (oneri) finanziari
I proventi (oneri) finanziari netti su strumenti finanziari derivati si analizzano come segue:
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Strumenti finanziari derivati su valute | (20) | (139) |
| Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | 8 | 49 |
| Opzioni | 2 | |
| (12) | (88) |
I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.
21 Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
Le attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili, rispettivamente di €391 milioni e €213 milioni, riguardano principalmente alcuni permessi petroliferi in produzione in Congo e la società esplorativa Eni Gabon SA.
Nel corso del primo semestre 2023 sono state cedute le attività destinate alla vendita indicate nel bilancio 2022 relative: (i) alla cessione a Snam del 49,9% delle partecipazioni nelle società che gestiscono i diritti di trasporto dei gasdotti TTPC/Transmed che collegano l'Algeria all'Italia attraverso la Tunisia e il Mar Mediterraneo per il corrispettivo di €405 milioni, l'iscrizione di un credito per attività di disinvestimento di €168 milioni, realizzando una plusvalenza di €415 milioni comprensiva del realizzo di differenze attive di cambio da conversione per €7 milioni e una plusvalenza da adeguamento al fair value di €409 milioni; (ii) alla cessione di partecipazioni con un incasso di €35 milioni e una plusvalenza di €2 milioni.
22 Patrimonio netto
Patrimonio netto di Eni
| (€ milioni) | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Capitale sociale | 4.005 | 4.005 |
| Utili relativi a esercizi precedenti | 35.429 | 23.455 |
| Riserva per differenze cambio da conversione | 6.570 | 7.564 |
| Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale: | ||
| - Obbligazioni subordinate perpetue | 5.000 | 5.000 |
| - Riserva legale | 959 | 959 |
| - Riserva per acquisto di azioni proprie | 974 | 2.937 |
| - Riserva OCI strumenti finanziari derivati cash flow hedge | 152 | (342) |
| - Riserva OCI piani a benefici definiti per i dipendenti | (58) | (58) |
| - Riserva OCI partecipazioni valutate al patrimonio netto | 110 | 46 |
| - Riserva OCI partecipazioni valutate al fair value | 68 | 53 |
| - Altre riserve | 190 | 190 |
| Azioni proprie | (974) | (2.937) |
| Utile netto | 2.682 | 13.887 |
| 55.107 | 54.759 |
Capitale sociale
Al 30 giugno 2023, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 (stesso ammontare al 31 dicembre 2022) ed è rappresentato da n. 3.375.937.893 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (3.571.487.977 azioni ordinarie al 31 dicembre 2022).
Il 10 maggio 2023, l'Assemblea Ordinaria e Straordinaria degli Azionisti di Eni SpA ha deliberato: (i) la possibilità di utilizzare le riserve disponibili di Eni SpA a titolo e in luogo del pagamento del dividendo dell'esercizio 2023, stabilito in €0,94 per azione da regolarsi in 4 tranches, nei mesi di settembre 2023 (€0,24 per azione), novembre 2023 (€0,23 per azione), marzo 2024 (€0,24 per azione), e maggio 2024 (€0,23 per azione); (ii) l'annullamento di n. 195.550.084 azioni proprie, mantenendo invariato l'ammontare del capitale sociale e procedendo alla riduzione della relativa riserva per un importo di €2.400 milioni (pari al valore di carico delle azioni annullate); (iii) l'autorizzazione al Consiglio d'Amministrazione – ai sensi e per gli effetti dell'art. 2357 del Codice Civile – a procedere all'acquisto di azioni della Società, in più volte, per un periodo fino al 30 aprile 2024, all'acquisto massimo di un numero di 337.000.000 di azioni ordinarie per un esborso complessivo fino a €3,5 miliardi, di cui: a) fino a massimo n. 275.000.000 azioni per l'acquisto di azioni proprie finalizzato alla remunerazione degli Azionisti; b) fino a massimo n. 62.000.000 azioni per la costituzione del c.d. magazzino titoli. In esecuzione di detta delibera al 30 giugno 2023 sono state acquistate n. 33.615.434 azioni proprie per un controvalore complessivo di €437 milioni.
Obbligazioni subordinate perpetue
Le obbligazioni ibride sono regolate dalla legge inglese e sono negoziate alla Borsa del Lussemburgo e ammontano complessivamente a €5 miliardi (stesso ammontare al 31 dicembre 2022).
Azioni proprie
Le azioni proprie ammontano a €974 milioni (€2.937 milioni al 31 dicembre 2022) e sono rappresentate da n. 64.163.184 azioni ordinarie Eni (226.097.834 azioni ordinarie Eni al 31 dicembre 2022) possedute da Eni SpA.
Nel primo semestre 2023, sono state acquistate n. 33.615.434 azioni proprie per un controvalore complessivo di €437 milioni e sono state cancellate n. 195.550.084 azioni proprie per un controvalore complessivo di €2.400 milioni.
23 Altre informazioni
Informazioni supplementari del rendiconto finanziario
| (€ milioni) | I semestre 2023 |
I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Analisi degli investimenti in imprese consolidate e in rami d'azienda acquisiti | ||
| Attività correnti | 187 | 3 |
| Attività non correnti | 726 | 276 |
| Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | 15 | (86) |
| Passività correnti e non correnti | (275) | (6) |
| Effetto netto degli investimenti | 653 | 187 |
| Interessenza di terzi | (2) | (15) |
| Totale prezzo di acquisto | 651 | 172 |
| a dedurre: | ||
| Disponibilità liquide ed equivalenti | (23) | (2) |
| Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite | 628 | 170 |
| Analisi dei disinvestimenti di imprese consolidate e di rami d'azienda ceduti | ||
| Attività correnti | 130 | 5 |
| Attività non correnti | 153 | 1 |
| Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) Passività correnti e non correnti |
172 (124) |
7 (4) |
| Effetto netto dei disinvestimenti | 331 | 9 |
| Valore corrente della quota di partecipazioni mantenute dopo la cessione del controllo | (575) | |
| Riclassifica a conto economico delle altre componenti dell'utile complessivo | (7) | |
| Valutazione al fair value della quota di partecipazione mantenute dopo la cessione del controllo | 409 | |
| Crediti per disinvestimenti | (168) | |
| Plusvalenze per disinvestimenti | 415 | 2 |
| Totale prezzo di vendita | 405 | 11 |
| a dedurre: | ||
| Disponibilità liquide ed equivalenti acquisite | (25) | (7) |
| Imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute | 380 | 4 |
Il 30 gennaio 2023 è stata finalizzata l'acquisizione dell'impianto fotovoltaico di Kellam, da 81 MW, situato nel nord del Texas per il corrispettivo di €37 milioni con l'acquisizione di disponibilità liquide e equivalenti di €1 milione. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie senza rilevazione di goodwill. L'acquisizione riguarda la linea di business Plenitude.
Il 9 febbraio 2023 è stata finalizzata l'acquisizione della società spagnola Maristella Directorship SLU titolare di un progetto di energia solare della capacità di 90 MWp per il corrispettivo di €5 milioni allocati alla voce di bilancio "Immobilizzazioni in corso". L'acquisizione riguarda la linea di business Plenitude.
Il 28 febbraio 2023 è stata finalizzata l'acquisizione delle attività di BP in Algeria riguardanti gli asset di "In Amenas" (Eni In Amenas Ltd) e "In Salah" (Eni In Salah Ltd), operati congiuntamente con Sonatrach e Equinor per il corrispettivo di €476 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata in via definitiva e senza rilevazione di goodwill. L'acquisizione riguarda il settore Exploration & Production.
L'11 maggio 2023 è stata finalizzata l'acquisizione di 2 società spagnole (Wind Hero SLU e Wind Grower SLU) titolari
ciascuna di un progetto di energia solare della capacità di 50 MW per il corrispettivo di €8 milioni, di cui €4 milioni versati in acconto nel 2022, allocati alla voce di bilancio "Immobilizzazioni in corso". L'acquisizione riguarda la linea di business Plenitude.
Il 21 giugno 2023 è stata finalizzata l'acquisizione di due società spagnole (HLS Bonete PV SLU e HLS Bonete Topco SLU) che detengono due asset fotovoltaici operativi con capacità complessiva di 96 MWp per il corrispettivo di €118 milioni con l'acquisizione di disponibilità liquide e equivalenti di €22 milioni. L'allocazione del prezzo delle attività nette acquisite è stata effettuata su basi provvisorie con rilevazione di goodwill di €5 milioni. L'acquisizione riguarda la linea di business Plenitude.
24 Garanzie, impegni e rischi
Garanzie, impegni e rischi
L'ammontare delle garanzie e degli impegni e rischi non hanno subito variazioni significative rispetto a quanto indicato nella Relazione Finanziaria Annuale 2022.
Nell'ambito dei rapporti di fornitura di gas naturale di lungo termine con la società russa Gazprom, nel primo semestre 2023 le forniture a Eni si sono di fatto azzerate nell'ambito di varie controversie commerciali tra le parti. Eni, avendo adempiuto ai propri impegni contrattuali, prevede che tale situazione si protrarrà anche nel secondo semestre data anche l'invarianza del contesto esterno.
Gestione dei rischi finanziari
Per la gestione dei rischi finanziari si fa rinvio a quanto riportato nella Relazione Finanziaria Annuale 2022.
Di seguito si riportano gli aggiornamenti relativi al "Rischio di mercato" e al "Rischio di liquidità".
Rischio di mercato
Al 30 giugno 2023 il rating medio del portafoglio complessivo di Liquidità Strategica è pari a A/A- invariato rispetto al 31 dicembre 2022.
Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel primo semestre 2023 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell'esercizio 2022) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione); relativamente alla liquidità strategica è riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse.
(Value at Risk - approccio parametrico varianze/covarianze; holding period: 20 giorni; intervallo di confidenza: 99%)
| I semestre 2023 | 2022 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | Fine periodo | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio |
| Tasso di interesse (a) | 7,26 | 1,79 | 3,28 | 3,04 | 9,05 | 2,61 | 5,19 | 3,22 |
| Tasso di cambio (a) | 0,62 | 0,06 | 0,24 | 0,09 | 0,95 | 0,09 | 0,29 | 0,34 |
(a) I valori relativi al VaR di Tasso di interesse e di cambio comprendono le seguenti strutture di Finanza operativa: Finanza Operativa Eni Corporate, Eni Finance International SA e Banque Eni SA.
(Value at Risk - approccio simulazione storica; holding period: 1 giorno; intervallo di confidenza: 95%)
| 2022 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | Fine periodo | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio |
| Portfolio Management Esposizioni Commerciali (a) | 257,89 | 29,61 | 82,16 | 43,59 | 800,39 | 30,65 | 261,41 | 30,65 |
| Trading (b) | 1,42 | 0,05 | 0,40 | 0,54 | 1,63 | 0,01 | 0,36 | 0,04 |
(a) Il perimetro consiste nell'area di business Global Gas & LNG Portfolio, Power Generation & Marketing, EE-REVT, Plenitude, Eni Trading & Biofuels, Eni Global Energy Markets (portafogli commerciali). Il VaR è calcolato sulla cosiddetta vista Statutory, con orizzonte temporale coincidente con l'anno di Bilancio, includendo tutti i volumi con consegna nell'anno e tutti i derivati finanziari di copertura di competenza. Di conseguenza l'andamento del VaR di GGP, Power G&M, EE-REVT e di Plenitude nel corso dell'anno risulta decrescente per il graduale consuntivarsi delle posizioni all'interno dell'orizzonte annuo fissato.
(b) L'attività di trading proprietario cross-commodity, mediante strumenti finanziari, fa capo a Eni Trading & Biofuels e Eni Global Energy Markets (Londra-Bruxelles-Singapore) ed a Eni Trading & Shipping Inc (Houston).
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
| 2022 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Massimo | Minimo | Media | Fine periodo | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio |
| Liquidità strategica Portafoglio euro (a) | 0,22 | 0,13 | 0,16 | 0,21 | 0,30 | 0,16 | 0,23 | 0,16 |
(a) L'operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica è iniziata nel luglio 2013.
(Sensitivity - Dollar Value of 1 basis point - DVBP)
| 2022 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (\$ milioni) | Massimo | Minimo | I semestre 2023 Media |
Fine periodo | Massimo | Minimo | Media | Fine esercizio |
| Liquidità strategica Portafoglio dollaro (a) | 0,07 | 0,04 | 0,06 | 0,06 | 0,13 | 0,04 | 0,08 | 0,04 |
(a) L'operatività della gestione del portafoglio di liquidità strategica in dollari USA è iniziata nell'agosto 2017.
Rischio liquidità
Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 30 giugno 2023 il programma risulta utilizzato per circa €17,8 miliardi (di cui Eni SpA per €15,4 miliardi). Standard & Poor's assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabile per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody's assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Negative per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve; Fitch assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabile per il debito a lungo termine e F1 per il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate dalle agenzie di rating, un downgrade del rating sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni. Non ci sono state variazioni nel corso del primo semestre 2023.
Al 30 giugno 2023, Eni dispone di linee di credito uncommitted non utilizzate a breve termine di €6.002 milioni. Le linee di credito committed totali sono pari a €8.078 milioni (€7.950 milioni in capo a Eni SpA) di cui non utilizzate per €7.950 milioni; i relativi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.
Pagamenti futuri a fronte di passività, debiti commerciali e altri debiti
Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari e alle passività per beni in leasing compresi i pagamenti per interessi e alle passività per strumenti finanziari derivati.
| (€ milioni) | Anni di scadenza | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Oltre | Totale | |||
| Passività finanziarie | 5.407 | 2.329 | 2.603 | 3.611 | 2.269 | 12.410 | 28.629 | ||
| Passività per beni in leasing | 550 | 604 | 482 | 385 | 355 | 2.320 | 4.696 | ||
| Passività per strumenti finanziari derivati | 3.180 | 13 | 43 | 55 | 133 | 3.424 | |||
| 9.137 | 2.946 | 3.128 | 4.051 | 2.624 | 14.863 | 36.749 | |||
| Interessi su debiti finanziari | 363 | 682 | 640 | 542 | 428 | 1.115 | 3.770 | ||
| Interessi su passività per beni in leasing | 124 | 216 | 188 | 167 | 148 | 697 | 1.540 | ||
| 487 | 898 | 828 | 709 | 576 | 1.812 | 5.310 | |||
| Garanzie finanziarie | 1.642 | 1.642 |
La passività per beni in leasing comprensivi della quota interessi è riferibile per €723 milioni alla quota di competenza dei partner delle joint operation non incorporate operate da Eni che sarà recuperata attraverso il meccanismo di riaddebito delle cash call.
Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti.
| Anni di scadenza | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | Oltre | Totale | ||
| Debiti commerciali | 11.122 | 11.122 | |||
| Altri debiti e anticipi | 6.344 | 168 | 6.512 | ||
| 17.466 | 168 | 17.634 |
Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali
In aggiunta ai debiti finanziari, alle passività per beni in leasing e ai debiti commerciali e altri debiti rappresentati nello stato patrimoniale, Eni ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adempimento comporterà esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni sono valorizzate in base al costo netto per l'impresa di terminazione del contratto, costituito dall'importo minimo tra i costi di adempimento dell'obbligazione contrattuale e l'ammontare dei risarcimenti/penalità contrattuali connesse al mancato adempimento.
Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay in base ai quali Eni ha l'obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management.
Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni contrattuali in essere. Gli importi che dovrebbero essere pagati nel 2023 per lo smantellamento degli asset Oil & Gas e per il risanamento ambientale si basano sulle stime della direzione e non rappresentano obblighi finanziari alla data di chiusura.
| Anni di scadenza | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Oltre | Totale |
| Costi di abbandono e ripristino siti (a) | 393 | 566 | 362 | 380 | 530 | 11.703 | 13.934 |
| Costi relativi a fondi ambientali | 418 | 587 | 423 | 306 | 335 | 1.517 | 3.586 |
| Impegni di acquisto (b) | 13.026 | 20.955 | 17.939 | 14.699 | 11.318 | 55.406 | 133.343 |
| - Gas | |||||||
| Take-or-pay | 10.872 | 19.940 | 17.385 | 14.368 | 11.116 | 55.333 | 129.014 |
| Ship or pay | 855 | 553 | 485 | 318 | 193 | 44 | 2.448 |
| - Altri impegni di acquisto | 1.299 | 462 | 69 | 13 | 9 | 29 | 1.881 |
| Totale | 13.837 | 22.108 | 18.724 | 15.385 | 12.183 | 68.626 | 150.863 |
(a) Il fondo abbandono e ripristino siti accoglie principalmente i costi che si presume di sostenere al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti.
(b) Riguardano impegni di acquisto di beni e servizi che l'impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolanti in base a contratto.
Informazioni sulla compensazione di strumenti finanziari
| (€ milioni) | Ammontare lordo delle attività e passività finanziarie |
Ammontare lordo delle attività e passività finanziarie compensate |
Ammontare netto delle attività e passività finanziarie rilevate nello schema di stato patrimoniale |
|---|---|---|---|
| 30.06.2023 | |||
| Attività finanziarie | |||
| Crediti commerciali e altri crediti | 17.766 | 2.921 | 14.845 |
| Altre attività correnti | 8.964 | 2.779 | 6.185 |
| Altre attività non correnti | 2.367 | 2 | 2.365 |
| Passività finanziarie | |||
| Debiti commerciali e altri debiti | 20.387 | 2.921 | 17.466 |
| Altre passività correnti | 9.585 | 2.779 | 6.806 |
| Altre passività non correnti | 3.412 | 2 | 3.410 |
| 31.12.2022 | |||
| Attività finanziarie | |||
| Crediti commerciali e altri crediti | 23.546 | 2.706 | 20.840 |
| Altre attività correnti | 18.684 | 5.863 | 12.821 |
| Altre attività non correnti | 2.236 | 2.236 | |
| Passività finanziarie | |||
| Debiti commerciali e altri debiti | 28.415 | 2.706 | 25.709 |
| Altre passività correnti | 18.336 | 5.863 | 12.473 |
| Altre passività correnti | 3.234 | 3.234 |
La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda: (i) crediti e debiti verso enti di Stato del settore Exploration & Production per €2.837 milioni (€2.651 milioni al 31 dicembre 2022); crediti e debiti commerciali di Eni Trading & Shipping Inc per €84 milioni (€55 milioni al 31 dicembre 2022); (ii) altre attività e passività correnti e non correnti relative a strumenti finanziari derivati per €2.781 milioni (€5.863 milioni al 31 dicembre 2022).
Contenziosi
La Relazione Semestrale redatta in forma "condensed" ai sensi dello IAS 34 presuppone la conoscenza della Relazione Finanziaria Annuale di cui costituisce, in linea di massima, un aggiornamento per gli sviluppi successivi. Nel primo semestre 2023 non si sono verificati sviluppi significativi nei procedimenti di cui la Società è parte, tali da comportare un aumento del grado di rischio o delle potenziali perdite ad essi associate. Pertanto, per la rappresentazione della situazione dei contenziosi di cui è parte Eni si rinvia al contenuto della nota n. 28 – Garanzie, impegni e rischi del Bilancio consolidato della Relazione Finanziaria Annuale 2022 dove sono oggetto d'informativa i procedimenti più significativi per i quali, generalmente e salvo diversa indicazione, non è stato effettuato uno stanziamento al fondo rischi in quanto un esito sfavorevole è giudicato improbabile o l'entità dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.
ALLEGATI
Per quanto riguarda gli sviluppi registrati nel semestre si segnala:
-
in relazione al procedimento penale sul funzionamento della barriera idraulica del sito di Porto Torres, la pronuncia da parte della Corte di Cassazione di una sentenza di conferma della condanna a un anno di reclusione per il reato di disastro innominato colposo nei confronti di un ex dirigente e due ex dipendenti di Eni Rewind, rimandando al Giudice civile la quantificazione dei danni da risarcire a beneficio delle ricorrenti parti civili.
-
in relazione alla complessa vicenda della bonifica del sito di Cengio e del contenzioso in essere con il MATTM riguardo il presunto danno ambientale, sono in corso interlocuzioni su impulso dell'Autorità giudiziaria tra la società dell'Eni che gestisce le attività di bonifica e il Ministero per la ricerca di un accordo transattivo.
-
nell'ambito del procedimento Climate Change, innanzi alle Corti dello Stato della California per il risarcimento di presunti danni ambientali, la Corte Suprema ha confermato la giurisdizione delle Corti californiane; le società petrolifere convenute potranno richiedere la riunione dei procedimenti presso un'unica corte. Nel frattempo, Eni ha presentato ricorso presso ciascuna corte, contestando la giurisdizione sulla base del presupposto dell'assenza di contatti rilevanti con la California e che pertanto vi sia una carenza di c.d. "personal jurisdiction".
-
in relazione all'indagine sanitaria riguardante il Centro Olio Val d'Agri (COVA), il procedimento è stato archiviato sulla base della decisione del Giudice per le Indagini Preliminari.
-
in relazione a diversi procedimenti penali sulla presunta evasione del versamento delle accise sui carburanti, riuniti in un unico procedimento presso la Procura di Roma, è intervenuta nel 2023 sentenza definitiva di proscioglimento, che chiude il procedimento senza alcuna conseguenza per la Società. Le controversie di natura fiscale sono state definite mediante un accordo transattivo nel 2019.
-
in relazione al procedimento penale 12333/2017 promosso dalla Procura della Repubblica di Milano, la direzione ritiene che tale procedimento non rappresenti più alcun rischio per la Società, a seguito dei recenti sviluppi di natura penale.
Rispetto alla chiusura della Relazione Finanziaria Annuale 2022 e la presente Relazione Semestrale, la Società è divenuta parte dei seguenti nuovi contenziosi:
(i) Raffineria di Sannazzaro – Procedimento penale scarichi – Procura di Pavia. È in corso un procedimento penale per presunti reati di inquinamento ambientale ed omessa bonifica in relazione agli scarichi della Raffineria di Sannazzaro de' Burgondi, sulla base dei rilievi fatti dall'ARPA sullo stato di contaminazione di un canale limitrofo nel quale scarica la raffineria. Risultano indagati alcuni direttori pro-tempore della raffineria, nonché Eni SpA quale ente indagato ex D.Lgs. n. 231/2001, in relazione al reato presupposto di inquinamento ambientale.
Nel corso delle indagini è stato acquisito dalla Procura della Repubblica di Pavia vario materiale documentale e informatico, fino al 23 maggio 2023 in cui la Procura ha disposto il sequestro probatorio dell'impianto di depurazione (TAE) della raffineria e di alcuni canali di servizio, al fine di eseguire degli accertamenti tecnici riguardanti il depuratore.
Allo stato, gli accertamenti tecnici irripetibili disposti dalla Procura sono in corso di svolgimento e il procedimento pende nella fase delle indagini preliminari.
(ii) Eni SpA - Deposito di Pomezia – Inquinamento ambientale colposo. È in corso un procedimento penale avente ad oggetto un presunto reato di inquinamento colposo della falda idrica sottostante il deposito di carburanti di Pomezia, imputabile secondo l'impianto accusatorio a perdite di prodotto dai serbatoi.
La Procura della Repubblica procedente ha incaricato dei propri consulenti tecnici di eseguire gli accertamenti tecnici in sito al fine di verificare lo stato di contaminazione delle matrici ambientali in corrispondenza dei serbatoi. A esito di tali verifiche sono stati iscritti nel registro degli indagati due dipendenti Eni per il reato contestato, nonché Eni per l'illecito amministrativo ai sensi del D.Lgs. n. 231/01.
Successivamente, il Pubblico Ministero ha emesso richiesta di rinvio a giudizio, a seguito della quale è stata fissata l'udienza preliminare per il 21 marzo 2024.
(iii) Eni SpA/Greenpeace Onlus, ReCommon APS e altri - Contenzioso climatico. Il 9 maggio 2023, le ONG Greenpeace Onlus e ReCommon APS, insieme a 12 privati cittadini, hanno notificato un atto di citazione contro Eni, il Ministero dell'Economia e delle Finanze e Cassa Depositi e Prestiti innanzi al Tribunale Civile di Roma. Gli attori contestano la responsabilità di Eni per il cambiamento climatico, lamentano danni patrimoniali e non patrimoniali e chiedono a Eni l'adeguamento della strategia di decarbonizzazione (riduzione emissioni del 45% entro il 2030 rispetto al 2020, o altre misure adeguate al rispetto dell'Accordo di Parigi) nonché la cessazione delle condotte dannose. Nell'atto di citazione
vengono altresì contestati una serie di presunti reati ambientali (non sempre connessi al cambiamento climatico) dovuti alla condotta illecita asseritamente dolosa di Eni senza tuttavia tradurre predette contestazioni in specifiche richieste risarcitorie/rimedi.
Il termine per la costituzione in giudizio di Eni scadrà il 21 settembre 2023 mentre l'udienza di comparizione delle parti è prevista per il 30 novembre 2023.
25 Ricavi della gestione caratteristica
| Exploration & Production |
LNG Portfolio Global Gas & |
Sustainable Refining e Mobility, Chimica |
Plenitude & Power |
Corporate e Altre attività |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | ||||||
| I semestre 2023 | ||||||
| Ricavi da clienti terzi | 5.374 | 9.523 | 24.403 | 7.385 | 91 | 46.776 |
| Ricavi per area geografica: | ||||||
| Italia | 7 | 4.143 | 7.955 | 5.124 | 36 | 17.265 |
| Resto dell'Unione Europea | 2.560 | 4.385 | 2.239 | 2 | 9.186 | |
| Resto dell'Europa | 21 | 2.267 | 6.840 | 11 | 9.139 | |
| Americhe | 140 | 3.179 | 12 | 5 | 3.336 | |
| Asia | 889 | 553 | 1.989 | 10 | 11 | 3.452 |
| Africa | 4.293 | 54 | 26 | 4.373 | ||
| Altre aree | 24 | 1 | 25 | |||
| 5.374 | 9.523 | 24.403 | 7.385 | 91 | 46.776 | |
| Ricavi per prodotti e servizi venduti: | ||||||
| Ricavi per: | ||||||
| - Vendita greggi | 1.835 | 9.862 | 11.697 | |||
| - Vendita prodotti petroliferi | 505 | 11.466 | 11.971 | |||
| - Vendita gas naturale e GNL | 2.895 | 9.297 | 13 | 2.827 | 15.032 | |
| - Vendita prodotti petrolchimici | 2.384 | 2.384 | ||||
| - Vendita di energia elettrica | 3.781 | 3.781 | ||||
| - Vendita altri prodotti | 27 | 117 | 192 | 80 | 1 | 417 |
| - Servizi | 112 | 109 | 486 | 697 | 90 | 1.494 |
| 5.374 | 9.523 | 24.403 | 7.385 | 91 | 46.776 | |
| Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | ||||||
| Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 5.186 | 9.479 | 24.371 | 7.385 | 86 | 46.507 |
| Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 188 | 44 | 32 | 5 | 269 | |
| I semestre 2022 | ||||||
| Ricavi da clienti terzi | 6.194 | 18.568 | 29.389 | 9.442 | 92 | 63.685 |
| Ricavi per area geografica: | ||||||
| Italia | 298 | 9.784 | 9.454 | 7.143 | 34 | 26.713 |
| Resto dell'Unione Europea | 3.789 | 8.119 | 2.287 | 1 | 14.196 | |
| Resto dell'Europa | 22 | 3.857 | 6.666 | 18 | 10.563 | |
| Americhe | 153 | 3.057 | 4 | 6 | 3.220 | |
| Asia | 1.016 | 1.094 | 2.035 | 8 | 9 | 4.162 |
| Africa | 4.662 | 44 | 56 | 24 | 4.786 | |
| Altre aree | 43 | 2 | 45 | |||
| 6.194 | 18.568 | 29.389 | 9.442 | 92 | 63.685 | |
| Ricavi per prodotti e servizi venduti: | ||||||
| Ricavi per: | ||||||
| - Vendita greggi | 2.776 | 10.273 | 13.049 | |||
| - Vendita prodotti petroliferi | 554 | 14.518 | 15.072 | |||
| - Vendita gas naturale e GNL | 2.758 | 18.346 | 30 | 3.153 | 24.287 | |
| - Vendita prodotti petrolchimici | 3.767 | 3 | 3.770 | |||
| - Vendita di energia elettrica | 5.306 | 5.306 | ||||
| - Vendita altri prodotti | 26 | 17 | 221 | 114 | 1 | 379 |
| - Servizi | 80 | 205 | 580 | 869 | 88 | 1.822 |
| Tempistiche di trasferimento beni/servizi: | 6.194 | 18.568 | 29.389 | 9.442 | 92 | 63.685 |
| Beni e servizi trasferiti in uno specifico momento | 6.046 | 18.486 | 29.250 | 9.343 | 29 | 63.154 |
| Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale | 148 | 82 | 139 | 99 | 63 | 531 |
Maggiori informazioni sui ricavi della gestione caratteristica per settore di attività sono indicate alla nota n. 31 - Informazioni per settore di attività.
I ricavi della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.
26 Costi
Acquisti, prestazioni e costi diversi
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 29.906 | 39.406 |
| Costi per servizi | 5.445 | 5.331 |
| Costi per godimento di beni di terzi | 713 | 868 |
| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 485 | 479 |
| Altri oneri | 740 | 894 |
| 37.289 | 46.978 | |
| a dedurre: | ||
| - incrementi di immobilizzazioni per lavori interni | (182) | (96) |
| 37.107 | 46.882 |
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono i costi di prospezioni, studi geologici e geofisici dell'attività esplorativa del settore Exploration & Production che ammontano a €119 milioni (€105 milioni nel primo semestre 2022).
Costo lavoro
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Costo lavoro | 1.605 | 1.605 |
| a dedurre: | ||
| - incrementi di immobilizzazioni per lavori interni | (65) | (57) |
| 1.540 | 1.548 |
I costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.
27 Proventi (oneri) finanziari
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Proventi (oneri) finanziari | ||
| Proventi finanziari | 3.196 | 3.456 |
| Oneri finanziari | (3.552) | (3.805) |
| Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | 125 | (91) |
| Strumenti finanziari derivati | (12) | (88) |
| (243) | (528) |
I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | ||
| Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari | (315) | (241) |
| Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading | 113 | (91) |
| Proventi (oneri) netti su altre attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | 12 | |
| Interessi e altri oneri verso banche e altri finanziatori | (111) | (59) |
| Interessi passivi su passività per beni in leasing | (125) | (171) |
| Interessi attivi verso banche | 161 | 5 |
| Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa | 6 | 8 |
| (259) | (549) | |
| Differenze attive (passive) di cambio | 104 | 180 |
| Strumenti finanziari derivati | (12) | (88) |
| Altri proventi (oneri) finanziari | ||
| Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 32 | 13 |
| Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 65 | 47 |
| Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (a) | (151) | (70) |
| Altri proventi (oneri) finanziari | (22) | (61) |
| (76) | (71) | |
| (243) | (528) |
(a) La voce riguarda l'incremento dei fondi per rischi e oneri che sono indicati, ad un valore attualizzato, nelle passività non correnti del bilancio.
Le informazioni relative ai leasing sono indicate alla nota n. 10 – Diritto di utilizzo beni in leasing e passività per beni in leasing.
Gli strumenti finanziari derivati sono analizzati alla nota n. 20 – Strumenti finanziari derivati.
I proventi (oneri) finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.
28 Proventi (oneri) su partecipazioni
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Le informazioni relative alle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono riportate alla nota n. 13 - Partecipazioni.
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Dividendi | 92 | 151 |
| Plusvalenze (minusvalenze) nette da vendita | 418 | 434 |
| Altri proventi (oneri) netti | 405 | 74 |
| 915 | 659 |
I dividendi si riferiscono essenzialmente alla Nigeria LNG Ltd per €60 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co "IBN ZAHR" per €19 milioni (rispettivamente, €113 milioni e €20 milioni nel primo semestre 2022).
Le plusvalenze da vendite si riferiscono per €415 milioni alla plusvalenza realizzata dalla cessione a Snam del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e comprende il realizzo di differenze attive di cambio da conversione per €7 milioni.
Gli altri proventi netti si riferiscono per €409 milioni alla plusvalenza da valutazione al fair value della quota restante del 50,1% del capitale della SeaCorridor Srl.
29 Imposte sul reddito
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Imposte correnti | 2.677 | 4.264 |
| Imposte differite nette | 240 | 631 |
| 2.917 | 4.895 |
La riduzione del carico fiscale è attribuibile al trend discendente dell'utile ante imposte ed è stato in parte compensato dallo stanziamento effettuato per la "UK Energy Profit Levy".
30 Utile per azione
L'utile per azione semplice è determinato dividendo l'utile netto del periodo di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nel periodo, escluse le azioni proprie.
L'utile per azione diluito è determinato dividendo l'utile netto del periodo di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circolazione nel periodo, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero essere emesse. Al 30 giugno 2023 le azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte del piano ILT azionario 2020-2022.
Ai fini della determinazione dell'utile per azione semplice e diluito, l'utile netto del periodo di competenza Eni è rettificato per tener conto della remunerazione delle obbligazioni subordinate perpetue, al netto del relativo effetto fiscale, determinata sulla base del costo ammortizzato.
La determinazione dell'utile per azione semplice e diluito è di seguito indicata:
| I semestre 2023 | I semestre 2022 | |||
|---|---|---|---|---|
| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplice | 3.341.682.517 | 3.538.314.183 | ||
| Numero di azioni potenziali a fronte dei piani ILT azionario | 6.333.751 | 5.771.663 | ||
| Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile diluito | 3.348.016.268 | 3.544.085.846 | ||
| Utile netto di competenza Eni | (€ milioni) | 2.682 | 7.398 | |
| Remunerazione di obbligazioni subordinate perpetue, al netto dell'effetto fiscale | (€ milioni) | (54) | (54) | |
| Utile netto di competenza Eni per utile semplice e diluito (€ milioni) |
2.628 | 7.344 | ||
| Utile per azione semplice | (ammontari in € per azione) | 0,79 | 2,08 | |
| Utile per azione diluito | (ammontari in € per azione) | 0,78 | 2,07 |
3rmazioni per settore di attività
La segment information di Eni è determinata sulla base dei segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal Chief Operating Decision Maker (il CEO) per la valutazione delle performance e le decisioni di allocazione delle risorse.
La struttura organizzativa è imperniata su due Direzioni Generali:
- la Direzione Generale Natural Resources ha il compito di valorizzare il portafoglio upstream Oil & Gas riducendone l'impronta carbonica attraverso una forte azione di efficienza energetica e l'espansione della componente gas con la responsabilità della commercializzazione all'ingrosso. Inoltre, comprende lo sviluppo dei progetti di cattura e compensazione delle emissioni di CO2. Nella Direzione confluiscono le attività di esplorazione, sviluppo e produzione Oil & Gas, la commercializzazione del gas all'ingrosso via gasdotto e GNL, i progetti di conservazione delle foreste (REDD+) e di stoccaggio della CO2.
- la Direzione Generale Energy Evolution ha il compito di promuovere l'evoluzione dei business di generazione, trasformazione e vendita di prodotti da fossili a bio e blue. Le responsabilità della Direzione comprendono le azioni di crescita della generazione elettrica rinnovabile e del biometano, il coordinamento dell'evoluzione bio e circolare del sistema di raffinazione e della chimica e lo sviluppo del portafoglio retail di Eni fornendo prodotti sempre più decarbonizzati per la mobilità, il consumo domestico e delle piccole imprese. Nella Direzione confluiscono i business della generazione di energia elettrica da gas e da fonti rinnovabili, della Raffinazione, della Chimica, del Retail Gas &
Power e del Marketing per la mobilità. Le società Versalis (Chimica), Eni Plenitude ed Eni Rewind rientrano nel perimetro della Direzione.
Dal punto di vista delle informazioni finanziarie per settore di attività "segment information", coerentemente con le previsioni dei principi contabili applicabili, il management ha considerato che i processi decisionali di allocazione delle risorse e la valutazione delle performance finanziarie/industriali da parte del CEO sono svolte ad un livello di maggiore disaggregazione rispetto alle DG, avuto riguardo cioè alle linee di business che confluiscono nelle due DG. Pertanto, nel rispetto delle disposizioni dei principi contabili applicabili che regolano l'informativa per settore di attività, la segment information di Eni al 30 giugno 2023 è articolata nei seguenti reportable segment:
- Exploration & Production: attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio, condensati e gas naturale, comprende i progetti di conservazione delle foreste (REDD+) e di cattura e stoccaggio della CO2.
- Global Gas & LNG Portfolio (GGP): attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all'ingrosso via gasdotto, trasporto internazionale, acquisto e commercializzazione di GNL. Comprende le attività di trading gas per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset gas.
- Sustainable Mobility, Refining e Chimica: attività di supply, lavorazione, distribuzione e marketing di carburanti tradizionali e bio e prodotti chimici da idrocarburi e fonti rinnovabili/riciclo; sono pertanto incluse all'interno del settore anche le attività di Eni Sustainable Mobility che, per effetto del conferimento operato, a partire dal 1° gennaio 2023 gestisce le attività connesse alla mobilità sostenibile ed in particolare le attività di bioraffinazione, di commercializzazione e distribuzione di tutti i vettori energetici per la mobilità, tra cui i carburanti anche di natura biologica e il biometano, le ricariche elettriche nelle stazioni di servizio e l'idrogeno, i bitumi, lubrificanti e combustibili in genere, nonché l'offerta dei servizi connessi alla mobilità come il car sharing Enjoy, la ristorazione e in generale i servizi presenti nei punti vendita. Inoltre, sono inseriti nel settore anche i risultati del business Chimica che presenta similarità in termini di processi industriali e di ritorni economici alle attività di raffinazione tradizionale. Comprende le attività di trading oil e prodotti con finalità di eseguire sul mercato le transazioni di bilanciamento del supply e di stabilizzazione/copertura dei margini commerciali.
- Plenitude & Power: attività di vendita al dettaglio di gas, elettricità e servizi connessi e attività di produzione e vendita all'ingrosso di energia elettrica da impianti termoelettrici e rinnovabili, attività di servizio alla mobilità elettrica. Comprende le attività di trading di certificati di emissione di CO2 e di vendita a termine dell'energia elettrica nell'ottica di copertura/ottimizzazione dei margini.
- Corporate e Altre attività: comprende le principali funzioni di supporto al business, in particolare le attività di holding, tesoreria accentrata, IT, risorse umane, servizi immobiliari, attività assicurative captive, ricerca e sviluppo, nuove tecnologie, digitalizzazione del business e l'attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Eni Rewind.
Le principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi oggetto di reporting al CEO (cioè il Chief Operating Decision Maker, ex IFRS 8) sono: i ricavi, l'utile operativo e le attività e passività direttamente attribuibili.
Le informazioni per settore di attività sono le seguenti:
| (€ milioni) | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Mobility, Refining Sustainable e Chimica |
Plenitude & Power | Corporate e Altre attività |
Rettifiche per utili interni |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| I semestre 2023 | |||||||
| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore a dedurre: ricavi infrasettori Ricavi da terzi |
11.559 (6.185) 5.374 |
11.688 (2.165) 9.523 |
24.620 (217) 24.403 |
7.724 (339) 7.385 |
935 (844) 91 |
46.776 | |
| Risultato operativo | 4.514 | 814 | (575) | (311) | (431) | 264 | 4.275 |
| I semestre 2022 | |||||||
| Ricavi della gestione caratteristica comprensivi dei ricavi infrasettore |
16.196 | 22.837 | 29.685 | 9.967 | 860 | ||
| a dedurre: ricavi infrasettori | (10.002) | (4.269) | (296) | (525) | (768) | ||
| Ricavi da terzi | 6.194 | 18.568 | 29.389 | 9.442 | 92 | 63.685 | |
| Risultato operativo | 9.123 | (2.060) | 2.279 | 2.613 | (419) | (214) | 11.322 |
| Exploration & Production |
LNG Portfolio Global Gas & |
Sustainable Refining e Mobility, Chimica |
Plenitude & Power |
Corporate e Altre attività |
Rettifiche per utili interni |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | |||||||
| 30.06.2023 | |||||||
| Attività direttamente attribuibili (a) | 61.820 | 5.020 | 14.340 | 11.596 | 1.544 | (362) | 93.958 |
| Attività non direttamente attribuibili (b) | 46.462 | ||||||
| Passività direttamente attribuibili (a) | 17.685 | 4.219 | 9.142 | 4.613 | 4.739 | (222) | 40.176 |
| Passività non direttamente attribuibili (b) | 44.716 | ||||||
| 31.12.2022 | |||||||
| Attività direttamente attribuibili (a) | 60.473 | 12.282 | 14.925 | 11.987 | 1.491 | (472) | 100.686 |
| Attività non direttamente attribuibili (b) | 51.444 | ||||||
| Passività direttamente attribuibili (a) | 17.385 | 12.572 | 9.011 | 4.787 | 4.416 | (68) | 48.103 |
| Passività non direttamente attribuibili (b) | 48.797 |
(a) Comprendono le attività/passività connesse al risultato operativo. (b) Comprendono le attività/passività non connesse al risultato operativo.
32 Rapporti con parti correlate
Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:
- (a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l'impiego di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese collegate e altre società escluse dall'area di consolidamento;
- (b) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato italiano;
- (c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di Amministrazione. La maggior parte di tali operazioni sono esenti dall'applicazione della normativa interna Eni "Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e Operazioni con Parti Correlate", emanata in attuazione della regolamentazione Consob, poiché si tratta di operazioni ordinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero poiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedura stessa;
- (d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Eni, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico. In particolare con: (i) Eni Foundation, costituita, su iniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l'obiettivo di perseguire esclusivamente finalità di solidarietà sociale e umanitaria nei settori dell'assistenza, della sanità, dell'educazione, della cultura e dell'ambiente, nonché della ricerca scientifica e tecnologica; (ii) Fondazione Eni Enrico Mattei, costituita, su iniziativa di Eni, con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative di formazione e informazione, all'arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l'economia, l'energia e l'ambiente su scala locale e globale.
Tutte le operazioni sono state compiute nell'interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria gestione.
Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate escluse dall'area di consolidamento sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 2023" che si considera parte integrante delle presenti note.
RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERSI
| 30.06.2023 | I semestre 2023 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Denominazione (€ milioni) |
Crediti e altre attività |
Debiti e altre passività |
Garanzie | Ricavi | Costi | Altri proventi (oneri) operativi |
| Joint venture e imprese collegate | ||||||
| Agiba Petroleum Co | 2 | 154 | 145 | |||
| Coral FLNG SA | 10 | 2 | 1.355 | 4 | ||
| Gruppo Azule | 310 | 133 | 3.213 | 40 | 928 | |
| Gruppo Saipem | 1 | 266 | 9 | 1 | 677 | |
| Gruppo SeaCorridor | 24 | 26 | 193 | |||
| Gruppo Vårgrønn | 1 | 1.288 | ||||
| Karachaganak Petroleum Operating BV | 19 | 224 | 584 | |||
| Mellitah Oil & Gas BV | 55 | 175 | 2 | 101 | ||
| Petrobel Belayim Petroleum Co | 39 | 674 | 418 | |||
| Società Oleodotti Meridionali SpA | 12 | 449 | 9 | 6 | ||
| Société Centrale Electrique du Congo SA | 51 | 40 | ||||
| Vår Energi ASA | 45 | 525 | 2.093 | 32 | 2.085 | (94) |
| Altre (*) | 124 | 78 | 9 | 64 | 90 | |
| 693 | 2.706 | 7.967 | 192 | 5.227 | (94) | |
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | ||||||
| Eni BTC Ltd | 187 | |||||
| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | 145 | 4 | 1 | 6 | ||
| Altre | 13 | 7 | 12 | 4 | 10 | |
| 158 | 11 | 200 | 10 | 10 | ||
| 851 | 2.717 | 8.167 | 202 | 5.237 | (94) | |
| Imprese controllate dallo Stato | ||||||
| Gruppo Enel | 152 | 247 | 28 | 207 | (27) | |
| Gruppo Italgas | 1 | 71 | 6 | (258) | ||
| Gruppo Snam | 487 | 17 | 605 | 754 | ||
| Gruppo Terna | 73 | 68 | 212 | 172 | 6 | |
| GSE - Gestore Servizi Energetici | 160 | 152 | 1.139 | 973 | 100 | |
| ITA Airways - Italia Trasporto Aereo SpA | 2 | 105 | ||||
| Altre (*) | 13 | 64 | 43 | 39 | ||
| 888 | 619 | 2.138 | 1.887 | 79 | ||
| Altri soggetti correlati | 3 | 12 | ||||
| Groupement Sonatrach – Eni «GSE» | 215 | 70 | 16 | 218 | ||
| Totale | 1.954 | 3.409 | 8.167 | 2.356 | 7.354 | (15) |
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
| 31.12.2022 | I semestre 2022 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Crediti e altre attività |
Debiti e altre passività |
Garanzie | Ricavi | Costi | Altri proventi (oneri) operativi |
|
| Denominazione (€ milioni) Joint venture e imprese collegate |
||||||
| Agiba Petroleum Co | 17 | 71 | 107 | |||
| Angola LNG Ltd | 78 | |||||
| Coral FLNG SA | 10 | 1.378 | 6 | |||
| Gruppo Azule | 320 | 517 | 3.268 | |||
| Gruppo Saipem | 3 | 195 | 9 | 3 | 42 | |
| Gruppo Vårgrønn | 1.259 | |||||
| Karachaganak Petroleum Operating BV | 27 | 251 | 590 | |||
| Mellitah Oil & Gas BV | 58 | 144 | 3 | 99 | ||
| Petrobel Belayim Petroleum Co | 33 | 595 | 417 | |||
| Società Oleodotti Meridionali SpA | 6 | 433 | 8 | 6 | ||
| Société Centrale Electrique du Congo SA | 47 | 33 | ||||
| Vår Energi ASA | 58 | 722 | 2.378 | 49 | 1.918 | (168) |
| Altre (*) | 127 | 76 | 9 | 81 | 173 | |
| 706 | 3.004 | 8.301 | 183 | 3.430 | (168) | |
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | ||||||
| Eni BTC Ltd | 190 | |||||
| Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidazione) | 139 | 4 | 1 | 8 | ||
| Altre | 8 | 10 | 11 | 6 | 8 | |
| 147 | 14 | 202 | 14 | 8 | ||
| 853 | 3.018 | 8.503 | 197 | 3.438 | (168) | |
| Imprese controllate dallo Stato | ||||||
| Gruppo Enel | 438 | 264 | 57 | 194 | 399 | |
| Gruppo Italgas | 218 | 8 | 2 | 244 | ||
| Gruppo Snam | 763 | 25 | 449 | 506 | ||
| Gruppo Terna | 119 | 159 | 242 | 269 | (2) | |
| GSE - Gestore Servizi Energetici | 207 | 225 | 2.529 | 1.661 | 1.136 | |
| ITA Airways ‐ Italia Trasporto Aereo SpA | 3 | 60 | ||||
| Altre (*) | 14 | 82 | 16 | 54 | ||
| 1.762 | 763 | 3.355 | 2.928 | 1.533 | ||
| Altri soggetti correlati | 2 | 15 | ||||
| Groupement Sonatrach – Eni «GSE» | 179 | 114 | 17 | 164 | ||
| Totale | 2.794 | 3.897 | 8.503 | 3.569 | 6.545 | 1.365 |
(*) Per rapporti di ammontare inferiore a €50 milioni.
I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:
- la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di giacimenti petroliferi dalle società Agiba Petroleum Co, Karachaganak Petroleum Operating BV, Mellitah Oil & Gas BV, Petrobel Belayim Petroleum Co, Groupement Sonatrach - Eni «GSE», e, limitatamente alla Karachaganak Petroleum Operating BV, l'acquisto di greggi da parte di Eni Trade & Biofuels SpA; i riaddebiti dalle collegate a Eni sono fatturati sulla base dei costi sostenuti;
- la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rilasciata pro-quota nell'interesse della società Coral FLNG SA a beneficio del Consorzio TJS a fronte degli obblighi contrattuali assunti con l'assegnazione del contratto EPCIC per la realizzazione dell'impianto galleggiante di liquefazione del gas;
- il credito per attività di disinvestimento legato all'operazione di Business Combination, l'acquisto di greggi e il rilascio di garanzie principalmente a fronte di contratti di leasing di navi FPSO dal gruppo Azule;
- la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Exploration & Production;
- l'acquisizione di servizi di trasporto verso il gruppo SeaCorridor;
- le garanzie rilasciate al Gruppo Vårgrønn a fronte della partecipazione nel progetto eolico offshore Dogger Bank;
- la vendita di gas alla Société Centrale Electrique du Congo SA;
- gli anticipi che Eni SpA ha ricevuto dalla Società Oleodotti Meridionali SpA per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto;
- le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell'interesse di Vår Energi ASA, la fornitura di servizi specialistici upstream e di trasporto marittimo, l'acquisto di greggio, condensati e gas e la parte realizzata dei contratti
a termine di acquisto fisico di gas;
- la garanzia rilasciata a favore della società Eni BTC Ltd a fronte della costruzione di un oleodotto;
- la prestazione di servizi per risanamento ambientale alla società Industria Siciliana Acido Fosforico ISAF SpA (in liquidazione).
I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:
- la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas, l'acquisizione di GNL, l'acquisizione di servizi di distribuzione di energia elettrica e gli strumenti finanziari derivati con il gruppo Enel;
- l'acquisizione di servizi di distribuzione, trasporto e stoccaggio dal gruppo Italgas e dal gruppo Snam sulla base delle tariffe stabilite dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, comprensive delle agevolazioni tariffarie riconosciute alla clientela e rimborsate dai distributori, nonché, dal gruppo Snam, il credito per attività di disinvestimento relativo alla cessione del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl e la compravendita di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici;
- l'acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita di energia elettrica per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity a copertura del rischio di volatilità del corrispettivo per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto con il gruppo Terna;
- la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, gli strumenti finanziari derivati, la vendita di prodotti petroliferi e capacità di stoccaggio a GSE – Gestore Servizi Energetici per la costituzione delle scorte specifiche tenute dall'Organismo Centrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al D.Lgs. n. 249/2012, il contributo a copertura degli oneri derivanti dall'espletamento delle funzioni ed attività di OCSIT e il contributo corrisposto a GSE per la promozione dell'uso del biometano e altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti;
- la vendita di jet fuel alla ITA Airways Italia Trasporto Aereo SpA.
I rapporti verso altri soggetti correlati riguardano:
- costi per contributi versati ai fondi pensione gestiti da Eni per €10 milioni;
- contributi erogati e prestazione di servizi alla Fondazione Eni Enrico Mattei per €2 milioni.
RAPPORTI DI NATURA FINANZIARIA
| 30.06.2023 | I semestre 2023 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Denominazione | (€ milioni) | Crediti e disponibilità liquide e equivalenti |
Debiti | Garanzie | Proventi Finanziari |
Oneri Finanziari |
Plusvalenze da cessione |
|
| Joint venture e imprese collegate | ||||||||
| Coral FLNG SA | 383 | 2 | ||||||
| Coral South FLNG DMCC | 1.474 | |||||||
| Gruppo Saipem | 106 | 3 | ||||||
| Mozambique Rovuma Venture SpA | 1.233 | 50 | 49 | 1 | ||||
| Altre (*) | 79 | 29 | 1 | 20 | 8 | 1 | ||
| 1.695 | 185 | 1.475 | 69 | 14 | 1 | |||
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | ||||||||
| Altre | 8 | 39 | ||||||
| 8 | 39 | |||||||
| Imprese controllate dallo Stato | ||||||||
| Gruppo Cassa Depositi e Prestiti | 56 | 1 | ||||||
| Gruppo Snam | 408 | |||||||
| Altre | 4 | 25 | 2 | 1 | ||||
| 4 | 81 | 3 | 409 | |||||
| Totale | 1.707 | 305 | 1.475 | 69 | 17 | 410 |
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
| 31.12.2022 | I semestre 2022 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Denominazione | (€ milioni) | Crediti e disponibilità liquide e equivalenti |
Debiti | Garanzie | Proventi Finanziari |
Oneri Finanziari |
| Joint venture e imprese collegate | ||||||
| Coral FLNG SA | 356 | 57 | ||||
| Coral South FLNG DMCC | 1.499 | 1 | ||||
| Gruppo Saipem | 100 | 14 | 1 | |||
| Mozambique Rovuma Venture SpA | 1.187 | 57 | 22 | 8 | ||
| Altre (*) | 96 | 28 | 2 | 29 | 11 | |
| 1.639 | 185 | 1.501 | 65 | 78 | ||
| Imprese controllate escluse dall'area di consolidamento | ||||||
| Altre | 8 | 31 | 1 | 1 | ||
| 8 | 31 | 1 | 1 | |||
| Imprese controllate dallo Stato | ||||||
| Gruppo Enel | 176 | |||||
| Altre | 10 | 40 | ||||
| 10 | 216 | |||||
| Totale | 1.657 | 432 | 1.501 | 66 | 79 |
(*) Per rapporti di importo inferiore a €50 milioni.
I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:
- il finanziamento concesso alla società Coral FLNG SA per la realizzazione dell'impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell'area 4 in Mozambico;
- la garanzia rilasciata nell'interesse della società Coral South FLNG DMCC per affidamenti bancari nell'ambito del project financing del progetto di sviluppo Coral FLNG;
- il finanziamento concesso alla Mozambique Rovuma Venture SpA per lo sviluppo delle riserve gas nell'offshore del Mozambico;
- le passività per beni in leasing verso il gruppo Saipem riferite a contratti pluriennali per l'utilizzo di mezzi di perforazione.
I rapporti più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano:
- i debiti finanziari per la realizzazione di infrastrutture di ricarica per veicoli elettrici verso il gruppo Cassa Depositi e Prestiti;
- la plusvalenza da cessione al gruppo Snam del 49,9% del capitale della SeaCorridor Srl.
Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari
L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci dello stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella di sintesi:
| 30.06.2023 | 31.12.2022 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Entità | Incidenza | Entità | Incidenza | |||||
| (€ milioni) | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % | ||
| Disponibilità liquide e equivalenti | 11.417 | 4 | 0,04 | 10.155 | 10 | 0,10 | ||
| Altre attività finanziarie correnti | 849 | 17 | 2,00 | 1.504 | 16 | 1,06 | ||
| Crediti commerciali e altri crediti | 14.845 | 1.812 | 12,21 | 20.840 | 2.427 | 11,65 | ||
| Altre attività correnti | 6.185 | 118 | 1,91 | 12.821 | 341 | 2,66 | ||
| Altre attività finanziarie non correnti | 2.043 | 1.686 | 82,53 | 1.967 | 1.631 | 82,92 | ||
| Altre attività non correnti | 2.365 | 24 | 1,01 | 2.236 | 26 | 1,16 | ||
| Passività finanziarie a breve termine | 2.610 | 143 | 5,48 | 4.446 | 307 | 6,91 | ||
| Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine | 4.084 | 24 | 0,59 | 3.097 | 36 | 1,16 | ||
| Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine | 853 | 31 | 3,63 | 884 | 35 | 3,96 | ||
| Debiti commerciali e altri debiti | 17.466 | 2.811 | 16,09 | 25.709 | 3.203 | 12,46 | ||
| Altre passività correnti | 6.806 | 124 | 1,82 | 12.473 | 232 | 1,86 | ||
| Passività finanziarie a lungo termine | 22.043 | 96 | 0,44 | 19.374 | 26 | 0,13 | ||
| Passività per beni in leasing a lungo termine | 3.873 | 11 | 0,28 | 4.067 | 28 | 0,69 | ||
| Altre passività non correnti | 3.410 | 474 | 13,90 | 3.234 | 462 1 |
14,29 |
L'incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:
| I semestre 2023 | I semestre 2022 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Entità | Incidenza | Entità | Incidenza | |||||
| (€ milioni) | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % | ||
| Ricavi della gestione caratteristica | 46.776 | 2.283 | 4,88 | 63.685 | 3.497 | 5,49 | ||
| Altri ricavi e proventi | 414 | 73 | 17,63 | 618 | 72 | 11,65 | ||
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (37.107) | (7.349) | 19,80 | (46.882) | (6.536) | 13,94 | ||
| Riprese di valore (svalutazioni) nette | ||||||||
| di crediti commerciali e altri crediti | (60) | (2) | 3,33 | (165) | ||||
| Costo lavoro | (1.540) | (3) | 0,19 | (1.548) | (9) | 0,58 | ||
| Altri proventi (oneri) operativi | 41 | (15) | (774) | 1.365 | ||||
| Proventi finanziari | 3.196 | 69 | 2,16 | 3.456 | 66 | 1,91 | ||
| Oneri finanziari | (3.552) | (17) | 0,48 | (3.805) | (79) | 2,08 | ||
| Altri proventi (oneri) su partecipazioni | 915 | 410 | 44,81 | 659 |
I principali flussi finanziari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:
| (€ milioni) | I semestre 2023 | I semestre 2022 |
|---|---|---|
| Ricavi e proventi | 2.356 | 3.569 |
| Costi e oneri | (6.146) | (6.047) |
| Altri proventi (oneri) operativi | (15) | 1.365 |
| Variazione crediti e debiti commerciali e diversi | 332 | (414) |
| Interessi | 52 | 30 |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | (3.421) | (1.497) |
| Investimenti in attività materiali e immateriali | (1.206) | (498) |
| Disinvestimenti in partecipazioni | 440 | |
| Variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento | 17 | 164 |
| Variazione crediti finanziari | (143) | (19) |
| Flusso di cassa netto da attività di investimento | (892) | (353) |
| Variazione debiti finanziari e passività per beni in leasing | (205) | (7) |
| Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (205) | (7) |
| Variazione disponibilità liquide e equivalenti | (6) | |
| Totale flussi finanziari verso entità correlate | (4.518) | (1.857) |
L'incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
| I semestre 2023 | I semestre 2022 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Entità | Incidenza | Entità | Incidenza | ||||
| (€ milioni) | Totale | correlate | % | Totale | correlate | % | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 7.425 | (3.421) | 7.281 | (1.497) | |||
| Flusso di cassa netto da attività di investimento | (5.032) | (892) | 17,73 | (1.630) | (353) | 21,66 | |
| Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (1.142) | (205) | 17,95 | (3.062) | (7) | 0,23 |
33 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti
Nel primo semestre 2023 e 2022 non si segnalano eventi e/o operazioni significative non ricorrenti.
34 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali
Nel primo semestre 2023 e 2022 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.
35 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre
Il 31 luglio 2023, Eni e Edison hanno sottoscritto un'intesa che sancisce la collaborazione tra le due aziende per la gestione dei progetti di risanamento ambientale in tutti i siti industriali a suo tempo (1989) conferiti da Montedison a Enichem. L'accordo regolerà il paritetico concorso economico per gli interventi di bonifica, già da tempo avviati dalle società di Eni, Eni Rewind e Versalis, in esecuzione dei progetti decretati dal Ministero dell'Ambiente, inaugurando una nuova stagione di cooperazione tra Eni e Edison che metterà a frutto le esperienze e tecnologie acquisite da Eni Rewind e da Edison Next Environment. Le attività di bonifica procederanno in continuità.
Attestazione a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)
-
- I sottoscritti Claudio Descalzi e Francesco Esposito in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni S.p.A., attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
- l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
- l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2023, nel corso del primo semestre 2023.
-
- Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2023 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il modello Internal Control – Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.
-
- Si attesta, inoltre, che:
- 3.1 Il bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2023:
a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
3.2 La relazione intermedia sulla gestione comprende un'analisi attendibile dei riferimenti agli eventi importanti che si sono verificati nei primi sei mesi dell'esercizio e alla loro incidenza sul bilancio consolidato semestrale abbreviato, unitamente a una descrizione dei principali rischi e incertezze per i sei mesi restanti dell'esercizio. La relazione intermedia sulla gestione comprende, altresì, un'analisi attendibile delle informazioni sulle operazioni rilevanti con parti correlate.
27 luglio 2023
Claudio Descalzi Francesco Esposito
/firma/ Claudio Descalzi /firma/ Francesco Esposito
Amministratore Delegato Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari
Relazione della Società di revisione 93
ALLEGATI AL BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
| Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni SpA al 30 giugno 2023 | 97 |
|---|---|
| Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 2023 | 98 |
| Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nel primo semestre 2023 | 135 |
ALLEGATI ALLE NOTE DEL BILANCIO CONSOLIDATO DI ENI SPA AL 30 GIUGNO 2023
Partecipazioni di Eni SpA al 30 giugno 2023
In conformità a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del D.Lgs. 127/1991 e della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006, sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese controllate, a controllo congiunto e collegate di Eni SpA al 30 giugno 2023, nonché delle altre partecipazioni rilevanti. Le imprese sono suddivise per settore di attività e, nell'ambito di ciascun settore di attività, tra Italia ed estero e in ordine alfabetico.
Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede legale, la sede operativa, il capitale, i soci e le rispettive percentuali di possesso; per le imprese consolidate è indicata la percentuale consolidata di pertinenza di Eni; per le imprese non consolidate partecipate da imprese consolidate è indicato il criterio di valutazione. In nota è riportata l'indicazione delle partecipazioni con azioni quotate in mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'Unione Europea, la percentuale di voto spettante nell'assemblea ordinaria se diversa da quella di possesso. I codici delle valute indicati negli elenchi sono conformi all'International Standard ISO 4217.
Al 30 giugno 2023, le imprese di Eni SpA sono così ripartite:
| Imprese Controllate | Imprese a Controllo Congiunto e Collegate |
Altre partecipazioni rilevanti (a) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | Estero | Totale | Italia | Estero | Totale | Italia | Estero | Totale | |
| Imprese consolidate con il metodo integrale | 109 | 247 | 356 | ||||||
| Imprese consolidate joint operation | 3 | 6 | 9 | ||||||
| Partecipazioni di imprese consolidate (b) | |||||||||
| Valutate con il metodo del patrimonio netto | 3 | 37 | 40 | 32 | 53 | 85 | |||
| Valutate con il metodo del costo | 5 | 4 | 9 | 3 | 24 | 27 | |||
| Valutate con il metodo del fair value | 3 | 22 | 25 | ||||||
| 8 | 41 | 49 | 35 | 77 | 112 | 3 | 22 | 25 | |
| Partecipazioni di imprese non consolidate | |||||||||
| Possedute da imprese a controllate | 1 | 1 | 4 | 4 | |||||
| Possedute da imprese a controllo congiunto | 1 | 8 | 9 | ||||||
| 1 | 1 | 1 | 12 | 13 | |||||
| Totale | 117 | 289 | 406 | 39 | 95 | 134 | 3 | 22 | 25 |
(a) Riguardano le partecipazioni in imprese diverse dalle controllate, controllate congiunte e collegate superiori al 2% o al 10% del capitale, rispettivamente se quotate o non quotate. (b) Le partecipazioni in imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio netto e con il metodo del costo riguardano le imprese non significative.
SOCIETÀ CONTROLLATE ASSOGGETTATE A REGIME FISCALE PRIVILEGIATO
Il Decreto Legislativo 29 novembre 2018, n. 241, di recepimento della Direttiva UE recante norme contro le pratiche di elusione fiscale, ha modificato la nozione di Stato o territorio a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 47-bis del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917. A seguito delle suddette modifiche e delle modifiche apportate all'art. 167 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917, le disposizioni in materia di imprese estere controllate, CFC, si applicano se i soggetti controllati non residenti integrano congiuntamente le seguenti condizioni: a) sono assoggettati a tassazione effettiva inferiore alla metà di quella a cui sarebbero stati soggetti qualora residenti in Italia. b) Oltre un terzo dei proventi rientra in una o più delle seguenti categorie: interessi, canoni, dividendi, redditi da leasing finanziario, redditi da attività assicurativa e bancaria, proventi derivanti da prestazione di servizi e compravendita di beni infragruppo con valore economico aggiunto scarso o nullo. Al 30 giugno 2023 Eni controlla 5 società che beneficiano di un regime fiscale privilegiato.
Le suddette 5 società sono soggette ad imposizione in Italia perché incluse nella dichiarazione dei redditi di Eni.
Nessuna società controllata che beneficia di un regime fiscale privilegiato ha emesso strumenti finanziari e tutti i bilanci 2023 saranno oggetto di revisione contabile.
IMPRESA CONSOLIDANTE
IMPRESE CONTROLLATE
EXPLORATION & PRODUCTION
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Mediterranea Idrocarburi SpA | Gela (CL) | Italia | EUR | 5.200.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Mozambico SpA | San Donato Milanese (MI) |
Mozambico | EUR | 200.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Natural Energies SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 100.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Timor Leste SpA | San Donato Milanese (MI) |
Timor Est | EUR | 4.386.849 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni West Africa SpA | San Donato Milanese (MI) |
Angola | EUR | 1.000.000 | Eni SpA | 100,00 | P.N. | |
| Floaters SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 200.120.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Ieoc SpA | San Donato Milanese (MI) |
Egitto | EUR | 7.518.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Società Petrolifera Italiana SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 8.034.400 | Eni SpA Soci Terzi |
99,96 0,04 |
99,96 | C.I. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'UE.
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Agip Caspian Sea BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kazakhstan | EUR | 20.005 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Agip Energy and Natural Resources (Nigeria) Ltd |
Abuja (Nigeria) |
Nigeria | NGN | 5.000.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
95,00 5,00 |
100,00 | C.I. |
| Agip Karachaganak BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kazakhstan | EUR | 20.005 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Burren Energy (Bermuda) Ltd (1) | Hamilton (Bermuda) |
Regno Unito | USD | 12.002 | Burren Energy Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Burren Energy (Egypt) Ltd | Londra (Regno Unito) |
Egitto | GBP | 2 | Burren Energy Plc | 100,00 | P.N. | |
| Burren Energy Congo Ltd (2) | Tortola (Isole Vergini Britanniche) |
Repubblica del Congo |
USD | 50.000 | Burren En. (Berm) Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Burren Energy India Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 2 | Burren Energy Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Burren Energy Plc | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 28.819.023 | Eni UK Holding Plc Eni UK Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Burren Shakti Ltd (1) | Hamilton (Bermuda) |
Regno Unito | USD | 213.138 | Burren En. India Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Abu Dhabi BV (3) | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Emirati Arabi Uniti |
EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Albania BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Albania | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Algeria Exploration BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Algeria | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Algeria Ltd Sàrl | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Algeria | USD | 20.000 | Eni Oil Holdings BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Algeria Production BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Algeria | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Ambalat Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni America Ltd | Dover (USA) |
USA | USD | 72.000 | Eni UHL Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Argentina Exploración y Explotación SA |
Buenos Aires (Argentina) |
Argentina | ARS | 31.997.266 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
95,00 5,00 |
100,00 | C.I. |
| Eni Arguni I Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Australia BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Australia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Australia Ltd | Londra (Regno Unito) |
Australia | GBP | 20.000.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Bahrain BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Bahrein | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(1) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
(2) Società non assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione in Congo ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano.
(3) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano.
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni BB Petroleum Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni Petroleum Co Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni BTC Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni Bukat Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Canada Holding Ltd | Calgary (Canada) |
Canada | USD | 3.938.200.001 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni CBM Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | USD | 2.210.728 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | P.N. | |
| Eni CCUS Holding Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 10.000 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni China BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Cina | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Congo SAU | Pointe-Noire (Repubblica del Congo) |
Repubblica del Congo |
USD | 500.000 | Eni E&P Holding BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Côte d'Ivoire Ltd | Londra (Regno Unito) |
Costa d'Avorio | GBP | 1 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Cyprus Ltd | Nicosia (Cipro) |
Cipro | EUR | 2.010 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni do Brasil Investimentos em Exploração e Produção de Petróleo Ltda |
Rio de Janeiro (Brasile) |
Brasile | BRL | 1.596.052.720 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,99 () |
P.N. | |
| Eni East Ganal Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni East Sepinggan Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Elgin/Franklin Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 100 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Energy Russia BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Exploration & Production Holding BV |
Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 29.832.777,12 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Gabon SA | Libreville (Gabon) |
Gabon | XAF 57.088.000.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Eni Ganal Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 2 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Gas & Power LNG Australia BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Australia | EUR | 1.013.439 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Ghana Exploration and Production Ltd |
Accra (Ghana) |
Ghana | GHS | 21.412.500 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni GoM Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 5.000 | Eni Marketing Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Hewett Ltd | Aberdeen (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 3.036.000 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Hydrocarbons Venezuela Ltd | Londra (Regno Unito) |
Venezuela | GBP | 8.050.500 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | P.N. | |
| Eni In Amenas Ltd | Aberdeen (Regno Unito) |
Algeria | USD | 1 | Eni Algeria Expl.BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni India Ltd | Londra (Regno Unito) |
India | GBP | 44.000.000 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | P.N. | |
| Eni Indonesia Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 100 | Eni ULX Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Indonesia Ots 1 Ltd (4) | Grand Cayman (Isole Cayman) |
Indonesia | USD | 1,01 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni In Salah Ltd (5) | Nassau (Bahamas) |
Algeria | USD | 1.002 | Eni IS Exploration Ltd Eni Algeria Expl.BV |
60,48 39,52 |
100,00 | C.I. |
| Eni International NA NV Sàrl | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Regno Unito | USD | 25.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Investments Plc | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 750.050.000 | Eni SpA Eni UK Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni Iran BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Iran | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni Iraq BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Iraq | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Ireland BV (in liquidazione) |
Amsterdam (Paesi Bassi) |
Irlanda | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | Co. | |
| Eni Isatay BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kazakhstan | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni IS Exploration Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni Algeria Expl.BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni JPDA 03-13 Ltd | Londra (Regno Unito) |
Australia | GBP | 250.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni JPDA 06-105 Pty Ltd | Perth (Australia) |
Australia | AUD | 80.830.576 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni JPDA 11-106 BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Australia | EUR | 50.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Kenya BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kenya | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Krueng Mane Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 2 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Lasmo Plc | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP 337.638.724,25 | Eni Investments Plc Eni UK Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. | |
| Eni Lebanon BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Libano | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Liverpool Bay Operating Co Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni UK Ltd | 100,00 | P.N. | |
| Eni LNS Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Marketing Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni Petroleum Co Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Maroc BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Marocco | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(4) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società è fiscalmente residente nel Regno Unito ed opera con stabile organizzazione in Indonesia assoggettata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano.
(5) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione in Algeria ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano.
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni México S. de RL de CV | Città del Messico (Messico) |
Messico | MXN | 3.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,90 0,10 |
100,00 | C.I. |
| Eni Middle East Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni ULT Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni MOG Ltd (in liquidazione) |
Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 0 (a) Eni Lasmo Plc Eni LNS Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. | |
| Eni Montenegro BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Repubblica del Montenegro |
EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni Mozambique Engineering Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | P.N. | |
| Eni Mozambique LNG Holding BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Muara Bakau BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Indonesia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Myanmar BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Myanmar | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni New Energy Egypt SAE | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 250.000 | Eni International BV Ieoc Exploration BV Ieoc Production BV |
99,98 0,01 0,01 |
P.N. | |
| Eni North Africa BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Libia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni North Ganal Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Oil & Gas Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 100.800 | Eni America Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Oil Algeria Ltd | Londra (Regno Unito) |
Algeria | GBP | 1.000 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Oil Holdings BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 450.000 | Eni ULX Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Oman BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Oman | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Peri Mahakam Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Petroleum Co Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 156.600.000 | Eni SpA Eni International BV |
63,86 36,14 |
100,00 | C.I. |
| Eni Petroleum US Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni BB Petroleum Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Qatar BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Qatar | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni RAK BV (6) | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Emirati Arabi Uniti |
EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Rapak Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 2 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni RD Congo SA | Kinshasa (Repubblica Democratica del Congo) |
Repubblica Democratica del Congo |
CDF | 750.000.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,99 () |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(6) Società per la quale non sono verificate le condizioni di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti e svolge un'attività economica effettiva.
(a) Azioni senza valore nominale.
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Rovuma Basin BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Mozambico | EUR | 20.000 | Eni Mozamb. LNG H. BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Sharjah BV (6) | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Emirati Arabi Uniti |
EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni South Africa BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Repubblica Sudafricana |
EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni South China Sea Ltd Sàrl | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Cina | USD | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni TNS Ltd | Aberdeen (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1.000 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Tunisia BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Tunisia | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Turkmenistan Ltd (7) | Hamilton (Bermuda) |
Turkmenistan | USD | 20.000 | Burren En. (Berm) Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni UHL Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1 | Eni ULT Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni UK Holding Plc | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 424.050.000 | Eni Lasmo Plc Eni UK Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni UK Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 50.000.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni UKCS Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 100 | Eni UK Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Ukraine Holdings BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni Ukraine LLC (in liquidazione) |
Kiev (Ucraina) |
Ucraina | UAH | 98.419.627,51 | Eni Ukraine Hold. BV Eni International BV |
99,99 0,01 |
||
| Eni ULT Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 93.215.492,25 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni ULX Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 200.010.000 | Eni ULT Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni US Operating Co Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni Petroleum Co Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni USA Gas Marketing Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 10.000 | Eni Marketing Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni USA Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni Oil & Gas Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Venezuela BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Venezuela | EUR | 20.000 | Eni Venezuela E&P H. | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Venezuela E&P Holding SA | Bruxelles (Belgio) |
Belgio | USD | 254.443.200 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni Vietnam BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Vietnam | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni West Ganal Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni West Timor Ltd | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | GBP | 1 | Eni Indonesia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(6) Società per la quale non sono verificate le condizioni di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione negli Emirati Arabi Uniti e svolge un'attività economica effettiva.
(7) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società opera con stabile organizzazione in Turkmenistan ed il livello di imposizione non è inferiore al 50% di quello italiano.
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Yemen Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1.000 | Burren Energy Plc | 100,00 | P.N. | |
| Eurl Eni Algérie | Algeri (Algeria) |
Algeria | DZD | 1.000.000 | Eni Algeria Ltd Sàrl | 100,00 | P.N. | |
| Export LNG Ltd | Hong Kong (Hong Kong) |
Repubblica del Congo |
USD | 322.325.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| First Calgary Petroleums LP | Wilmington (USA) |
Algeria | USD | 1 | Eni Canada Hold. Ltd FCP Partner Co ULC |
99,99 0,01 |
100,00 | C.I. |
| First Calgary Petroleums Partner Co ULC |
Calgary (Canada) |
Canada | CAD | 10 | Eni Canada Hold. Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Ieoc Exploration BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Egitto | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Ieoc Production BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Egitto | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Lasmo Sanga Sanga Ltd (8) | Hamilton (Bermuda) |
Indonesia | USD | 12.000 | Eni Lasmo Plc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Liverpool Bay CCS Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 10.000 | Eni UK Ltd | 100,00 | P.N. | |
| Liverpool Bay Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | USD | 1 | Eni ULX Ltd | 100,00 | P.N. | |
| LLC "Eni Energhia" | Mosca (Russia) |
Russia | RUB | 2.000.000 | Eni Energy Russia BV Eni Oil Holdings BV |
99,90 0,10 |
P.N. | |
| Mizamtec Operating Company S. de RL de CV |
Città del Messico (Messico) |
Messico | MXN | 3.000 | Eni US Op. Co Inc Eni Petroleum Co Inc |
99,90 0,10 |
P.N. | |
| Nigerian Agip CPFA Ltd | Lagos (Nigeria) |
Nigeria | NGN | 1.262.500 | NAOC Ltd Agip En Nat Res. Ltd Nigerian Agip E. Ltd |
98,02 0,99 0,99 |
Co. | |
| Nigerian Agip Exploration Ltd | Abuja (Nigeria) |
Nigeria | NGN | 5.000.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,99 0,01 |
100,00 | C.I. |
| Nigerian Agip Oil Co Ltd | Abuja (Nigeria) |
Nigeria | NGN | 1.800.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,89 0,11 |
100,00 | C.I. |
| Zetah Congo Ltd (9) | Nassau (Bahamas) |
Repubblica del Congo |
USD | 300 | Eni Congo SAU Burren En. Congo Ltd |
66,67 33,33 |
Co. | |
| Zetah Kouilou Ltd (9) | Nassau (Bahamas) |
Repubblica del Congo |
USD | 2.000 | Eni Congo SAU Burren En. Congo Ltd Soci Terzi |
54,50 37,00 8,50 |
Co. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(8) Società non soggetta a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917; la società è fiscalmente residente nel Regno Unito ed opera con stabile organizzazione in Indonesia assoggettata a livello di imposizione non inferiore al 50% di quello italiano.
(9) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
IN ITALIA
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni España Comercializadora | Madrid | Spagna | EUR | 2.340.240 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| de Gas SAU | (Spagna) | |||||||
| Eni G&P Trading BV | Amsterdam | Turchia | EUR | 70.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| (Paesi Bassi) | ||||||||
| Eni Gas Liquefaction BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
SUSTAINABLE MOBILITY, REFINING E CHIMICA
Sustainable Mobility e Refining
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ecofuel SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 52.000.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniBioCh4in Alexandria Srl Società Agricola |
San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 50.000 | EniBioCh4in SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniBioCh4in Aprilia Srl | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 10.000 | EniBioCh4in SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniBioCh4in Flaibano Srl Società Agricola |
San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 50.000 | EniBioCh4in SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniBioCh4in Grupellum Società Agricola Srl |
San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 100.000 | EniBioCh4in SpA Soci Terzi |
98,00 2,00 |
98,00 | C.I. |
| EniBioCh4in Jonica Srl | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 20.000 | EniBioCh4in SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniBioCh4in Momo Società Agricola Srl | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 20.000 | EniBioCh4in SpA Soci Terzi |
95,00 5,00 |
95,00 | C.I. |
| EniBioCh4in Pannellia BioGas Srl Società Agricola |
San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 50.000 | EniBioCh4in SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniBioCh4in Po Energia Srl Società Agricola (ex Po' Energia Srl Società Agricola) |
San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 10.000 | EniBioCh4in SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniBioCh4in Quadruvium Srl Società Agricola |
San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 100.000 | EniBioCh4in SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniBioCh4in Service BioGas Srl | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 50.000 | EniBioCh4in SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniBioCh4in SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 2.500.000 | Eni Sust. Mobility SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Fuel SpA | Roma | Italia | EUR | 59.944.310 | Eni Sust. Mobility SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Sustainable Mobility SpA | Roma | Italia | EUR | 240.945.910 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Trade & Biofuels SpA | Roma | Italia | EUR | 22.568.759 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Petroven Srl | Genova | Italia | EUR | 918.520 | Ecofuel SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Raffineria di Gela SpA | Gela (CL) | Italia | EUR | 15.000.000 | Eni Sust. Mobility SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SeaPad SpA | Genova | Italia | EUR | 12.400.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
80,00 20,00 |
P.N. |
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Abu Dhabi Refining & Trading BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Abu Dhabi Refining & Trading Services BV |
Amsterdam (Paesi Bassi) |
Emirati Arabi Uniti |
EUR | 20.000 | Eni Abu Dhabi R&T BV | 100,00 | P.N. | |
| Eni Austria GmbH | Vienna (Austria) |
Austria | EUR | 78.500.000 | Eni Sust. Mobility SpA Eni Deutsch. GmbH |
75,00 25,00 |
100,00 | C.I. |
| Eni Benelux BV | Rotterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 1.934.040 | Eni Sust. Mobility SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Deutschland GmbH | Monaco di Baviera (Germania) |
Germania | EUR | 90.000.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
89,00 11,00 |
100,00 | C.I. |
| Eni Ecuador SA | Quito (Ecuador) |
Ecuador | USD | 103.142,08 | Eni International BV Esain SA |
99,93 0,07 |
100,00 | C.I. |
| Eni Energy (Shanghai) Co Ltd | Shanghai (Cina) |
Cina | EUR | 5.000.000 | Eni Sust. Mobility SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni France Sàrl | Lione (Francia) |
Francia | EUR | 56.800.000 | Eni Sust. Mobility SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Iberia SLU | Alcobendas (Spagna) |
Spagna | EUR | 17.299.100 | Eni Sust. Mobility SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Marketing Austria GmbH | Vienna (Austria) |
Austria | EUR | 19.621.665,23 | Eni Mineralölh. GmbH Eni Sust. Mobility SpA |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni Mineralölhandel GmbH | Vienna (Austria) |
Austria | EUR | 34.156.232,06 | Eni Austria GmbH | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Schmiertechnik GmbH | Wurzburg (Germania) |
Germania | EUR | 2.000.000 | Eni Deutsch. GmbH | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Suisse SA | Losanna (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 102.500.000 | Eni Sust. Mobility SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Sustainable Mobility US Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni Sust. Mobility SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Trading & Shipping Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000.000 | ET&B SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Transporte y Suministro México S. de RL de CV |
Città del Messico (Messico) |
Messico | MXN | 3.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,90 0,10 |
100,00 | C.I. |
| Eni USA R&M Co Inc | Wilmington (USA) |
USA | USD | 11.000.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Esacontrol SA | Quito (Ecuador) |
Ecuador | USD | 60.000 | Eni Ecuador SA Soci Terzi |
87,00 13,00 |
P.N. | |
| Esain SA | Quito (Ecuador) |
Ecuador | USD | 30.000 | Eni Ecuador SA Tecnoesa SA |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Oléoduc du Rhône SA | Bovernier (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 7.000.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Tecnoesa SA | Quito (Ecuador) |
Ecuador | USD | 36.000 | Eni Ecuador SA Esain SA |
99,99 () |
P.N. | |
Chimica
IN ITALIA
Denominazione Sede legale Sede operativa Valuta Capitale Soci % Possesso % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di consolidamento o di valutazione (*) Versalis SpA San Donato Italia EUR 300.000.000 Eni SpA 100,00 100,00 C.I. Milanese (MI) Finproject SpA Morrovalle Italia EUR 18.500.000 Versalis SpA 100,00 100,00 C.I. (MC)
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Asian Compounds Ltd | Hong Kong (Hong Kong) |
Hong Kong | HKD | 1.000 | Finproject Asia Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Dunastyr Polisztirolgyártó Zártkörûen Mûködõ Részvénytársaság |
Budapest (Ungheria) |
Ungheria | HUF | 1.577.971.200 | Versalis SpA Versalis Deutsch. GmbH Versalis International SA |
96,34 1,83 1,83 |
100,00 | C.I. |
| Finproject Asia Ltd (9) | Hong Kong (Hong Kong) |
Hong Kong | USD | 1.000 | Finproject SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Finproject Brasil Industria De Solados Eireli |
Franca (Brasile) |
Brasile | BRL | 1.000.000 | Finproject SpA | 100,00 | P.N. | |
| Finproject Guangzhou Trading Co Ltd | Guangzhou (Cina) |
Cina | USD | 180.000 | Finproject SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Finproject India Pvt Ltd | Jaipur (India) |
India | INR | 46.712.940 | Asian Compounds Ltd Finproject Asia Ltd |
99,00 1,00 |
100,00 | C.I. |
| Finproject Romania Srl | Valea Lui Mihai (Romania) |
Romania | RON | 67.730 | Finproject SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Finproject Singapore Pte Ltd | Singapore (Singapore) |
Singapore | SGD | 100 | Versalis Singapore P. Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Finproject Viet Nam Company Limited | Hai Phong (Vietnam) |
Vietnam | VND 19.623.250.000 | Finproject Asia Ltd | 100,00 | P.N. | ||
| Foam Creations (2008) Inc | Quebec City (Canada) |
Canada | CAD | 1.215.000 | Finproject SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Foam Creations México SA de CV | León (Messico) |
Messico | MXN | 19.138.165 | Foam Creations (2008) Finproject SpA |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Padanaplast America Llc | Wilmington (USA) |
USA | USD | 70.000 | Finproject SpA | 100,00 | P.N. | |
| Padanaplast Deutschland GmbH | Hannover (Germania) |
Germania | EUR | 25.000 | Finproject SpA | 100,00 | P.N. | |
| Versalis Americas Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 100.000 | Versalis International SA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Versalis Congo Sarlu | Pointe-Noire (Repubblica del Congo) |
Repubblica del Congo |
XAF | 1.000.000 | Versalis International SA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(9) Società assoggettata a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del D.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917: il reddito di competenza di Gruppo è soggetto a tassazione in Italia.
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Versalis Deutschland GmbH | Eschborn (Germania) |
Germania | EUR | 100.000 | Versalis SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Versalis France SAS | Mardyck (Francia) |
Francia | EUR 126.115.582,90 | Versalis SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Versalis International Côte d'Ivoire Sarlu | Abidjan (Costa d'Avorio) |
Costa d'Avorio | XOF | 98.400.000 | Versalis International SA | 100,00 | P.N. | |
| Versalis International SA | Bruxelles (Belgio) |
Belgio | EUR | 15.449.173,88 | Versalis SpA Versalis Deutsch. GmbH Dunastyr Zrt Versalis France |
59,00 23,71 14,43 2,86 |
100,00 | C.I. |
| Versalis Kimya Ticaret Limited Sirketi | Istanbul (Turchia) |
Turchia | TRY | 20.000 | Versalis International SA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Versalis México S. de RL de CV | Città del Messico (Messico) |
Messico | MXN | 1.000 | Versalis International SA Versalis SpA |
99,00 1,00 |
100,00 | C.I. |
| Versalis Pacific (India) Private Ltd | Mumbai (India) |
India | INR | 238.700 | Versalis Singapore P. Ltd Soci Terzi |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Versalis Pacific Trading (Shanghai) Co Ltd |
Shanghai (Cina) |
Cina | CNY | 15.237.236 | Versalis SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Versalis Singapore Pte Ltd | Singapore (Singapore) |
Singapore | SGD | 80.000 | Versalis SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Versalis UK Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 4.008.042 | Versalis SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Versalis Zeal Ltd | Takoradi (Ghana) |
Ghana | GHS | 5.650.000 | Versalis International SA Soci Terzi |
80,00 20,00 |
80,00 | C.I. |
PLENITUDE & POWER
Plenitude
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 4Energia Srl | Milano | Italia | EUR | 400.000 | Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Agrikroton Srl - Società Agricola | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Solar Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Be Charge Srl | Milano | Italia | EUR | 500.000 | Be Power SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Be Charge Valle d'Aosta Srl | Milano | Italia | EUR | 10.000 | Be Charge Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Be Power SpA | Milano | Italia | EUR | 698.251 | Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi |
0,81 | 99,19 (a) 100,00 | C.I. |
| Borgia Wind Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 100.000 | Eni Plen. Wind 2020 Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Corridonia Energia Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 20.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Dynamica Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 50.000 | Eni Plen. Wind 2022 SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Ecoener Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Elettro Sannio Wind 2 Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 1.225.000 | Eni Plen. Wind 2022 SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Enerkall Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni New Energy SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 9.296.000 | Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Miniwind Srl (ex SEF Miniwind Srl) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 50.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Società Agricola Bio Srl (ex Società Agricola SEF Bio Srl) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Solar & Miniwind Italia Srl (ex SEF Srl) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 25.000 | Eni New Energy SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Solar Abruzzo Srl (ex SEF Solar Abruzzo Srl) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Solar III Srl (ex SEF Green Srl) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 500 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Solar II Srl (ex SEF Solar II Srl) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 1.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
(a) Quota di controllo: Eni Plenitude SpA SB 100,00 (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Plenitude Solar Srl (ex SEF Solar Srl) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 120.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude SpA Società Benefit | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 770.000.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Technical Services Srl (ex PLT Engineering Srl) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Wind & Energy Srl (ex PLT Energia Srl) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 3.865.474 | Eni New Energy SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Wind 2020 Srl (ex PLT Wind 2020 Srl) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 1.000.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Wind 2022 SpA (ex PLT Wind 2022 SpA) |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 1.000.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eolica Pietramontecorvino Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 100.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eolica Wind Power Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Wind 2022 SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eolo Energie - Corleone - Campofiorito Srl |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Wind 2020 Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Evolvere SpA Società Benefit | Milano | Italia | EUR | 1.130.000 | Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Evolvere Venture SpA | Milano | Italia | EUR | 50.000 | Evolvere SpA Soc. Ben. | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Faren Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Solar III Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| FAS Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 119.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Fotovoltaica Pietramontecorvino Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 100.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| FV4P Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Gemsa Solar Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| GPC Uno Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 25.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| GPC Due Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 12.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Green Parity Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Lugo Società Agricola Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Solar Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Lugo Solar Tech Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 100.000 | Eni Plen. Solar Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Marano Solar Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Solar Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Marano Solare Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Marcellinara Wind Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 35.000 | Eni Plen. Wind 2022 SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Micropower Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 30.000 | Eni Plen. Wind 2020 Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Molinetto Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Faren Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Montefano Energia Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 20.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Monte San Giusto Solar Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Olivadi Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 100.000 | Eni Plen. Wind 2020 Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Parco Eolico di Tursi e Colobraro Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 31.000 | Eni Plen. Wind 2022 SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Pescina Wind Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 50.000 | Eni Plen. Wind 2020 Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Pieve5 Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Solar Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| PLT Puregreen SpA | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 500.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Pollenza Sole Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 32.500 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Ravenna 1 FTV Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| RF-AVIO Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| RF-Cavallerizza Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Ruggiero Wind Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SAV - Santa Maria Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Wind 2022 SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SEA SpA | L'Aquila | Italia | EUR | 100.000 | Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Società Agricola Agricentro Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Solar Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Società Agricola Casemurate Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Società Agricola Forestale Pianura Verde Srl |
Cesena (FC) |
Italia | EUR | 100.000 | Soc. Agr. Agricentro Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Società Agricola Isola d'Agri Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Solar Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Società Agricola L'Albero Azzurro Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 100.000 | Soc. Agr. Agricentro Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Timpe Muzzunetti 2 Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 2.500 | Eni Plen. Wind & En. Srl Soci Terzi |
70,00 30,00 |
70,00 | C.I. |
| Vivaro FTV Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
| I | l | ||
|---|---|---|---|
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| VRG Wind 127 Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| VRG Wind 149 Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Wind 2022 SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| W-Energy Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 93.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Wind Salandra Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 100.000 | Eni Plen. Wind 2020 Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Windsol Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 3.250.000 | Eni Plen. Wind 2020 Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Wind Turbines Engineering 2 Srl | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 5.450.000 | Eni Plen. Wind 2020 Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Adriaplin Podjetje za distribucijo zemeljskega plina doo Ljubljana |
Lubiana (Slovenia) |
Slovenia | EUR | 12.956.935 | Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi |
51,00 49,00 |
51,00 | C.I. |
| Aleria Solar SAS | Bastia (Francia) |
Francia | EUR | 100 | Eni Plen. Op. Fr. SAS | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Alpinia Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Anberia Invest SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. T. S. Spain | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Argon SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 180.000 | Eni Plen. Op. Fr. SAS | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Arm Wind Llp | Astana (Kazakhstan) |
Kazakhstan | KZT 19.069.100.000 | Eni Energy Solutions BV | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Athies-Samoussy Solar PV1 SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 68.000 | Krypton SAS | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Athies-Samoussy Solar PV2 SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 40.000 | Krypton SAS | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Athies-Samoussy Solar PV3 SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 36.000 | Krypton SAS | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Athies-Samoussy Solar PV4 SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 14.000 | Xenon SAS | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Athies-Samoussy Solar PV5 SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 14.000 | Xenon SAS | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Belle Magiocche Solaire SAS | Bastia (Francia) |
Francia | EUR | 10.000 | Eni Plen. Op. Fr. SAS | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Bonete Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Brazoria Class B Member Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni New Energy US Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Brazoria County Solar Project Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000 Brazoria HoldCo Llc | 100,00 | 89,98 | C.I. | |
| Brazoria HoldCo Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 203.880.071 Brazoria Class B Soci Terzi |
89,98 10,02 |
89,98 | C.I. | |
| BT Kellam Solar Llc | Austin (USA) |
USA | USD | 1.000 Kellam Tax Eq. Partn. | 100,00 | 94,55 | C.I. | |
| Camelia Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Celtis Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Corazon Energy Class B Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 100 Eni New Energy US Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Corazon Energy Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 100 Corazon Tax Eq. Part. Llc | 100,00 | 93,64 | C.I. | |
| Corazon Energy Services Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 100 Eni New Energy US Inc | 100,00 | P.N. | ||
| Corazon Tax Equity Partnership Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 193.356.991 Corazon En. Class B Llc Soci Terzi |
93,64 6,36 |
93,64 | C.I. | |
| Corlinter 5000 SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 Eni Plen. T. S. Spain | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Desarrollos Empresariales Illas SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Desarrollos Energéticos Riojanos SL | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 876.042 Eni Plenitude SpA SB Energías Amb. de Outes |
60,00 40,00 |
100,00 | C.I. | |
| Ecovent Parc Eolic SAU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 1.037.350 Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Ekain Renovables SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 Eni Plen. T. S. Spain | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Energía Eólica Boreas SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Energías Alternativas Eólicas Riojanas SL | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 2.008.901,71 Eni Plenitude SpA SB Des. Energéticos Riojanos |
57,50 42,50 |
100,00 | C.I. | |
| Energías Ambientales de Outes SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 643.451,49 Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Eni Energy Solutions BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Eni Gas & Power France SA | Levallois Perret (Francia) |
Francia | EUR | 239.500.800 Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi |
99,99 () |
100,00 | C.I. | |
| Eni New Energy Australia Pty Ltd | Perth (Australia) |
Australia | AUD | 4 Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Eni New Energy Batchelor Pty Ltd | Perth (Australia) |
Australia | AUD | 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Eni New Energy Katherine Pty Ltd | Perth (Australia) |
Australia | AUD | 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Eni New Energy Manton Dam Pty Ltd | Perth (Australia) |
Australia | AUD | 1 Eni New En. Aus. Pty Ltd | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
| Eni New Energy US Holding Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 100 Eni New Energy US Inc Eni New Energy US Inv.Inc |
99,00 1,00 |
100,00 | C.I. | |
| Eni New Energy US Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 100 Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. | |
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni New Energy US Investing Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000 | Eni New Energy US Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Iberia SLU | Santander (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.192.000 | Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Investment Colombia SAS (ex PLT Colombia SAS) |
Bogotà (Colombia) |
Colombia | COP | 510.840.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl Soci Terzi |
51,00 49,00 |
51,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Investment Spain SL (ex PLT Spagna SL) |
Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 100.000 | Eni Plen. Wind & En. Srl Soci Terzi |
51,00 49,00 |
51,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Operations France SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 1.116.489,72 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Renewables France SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 51.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Renewables Hellas | Atene | Grecia | EUR | 627.464 | Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Single Member SA Eni Plenitude Renewables Luxembourg Sàrl |
(Grecia) Dudelange (Lussemburgo) |
Lussemburgo | EUR | 10.253.560 | Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Renewables Spain SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 6.680 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Rooftop France SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 40.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Technical Services Colombia SAS (ex PLT Engineering Colombia SAS) |
Bogotà (Colombia) |
Colombia | COP | 1.000.000 | Eni Plen. Tech. Serv. Srl Soci Terzi |
60,00 40,00 |
60,00 | C.I. |
| Eni Plenitude Technical Services Romania Srl |
Cluj-Napoca (Romania) |
Romania | RON | 4.400 | Eni Plen. Tech. Serv. Srl Ruggiero Wind Srl |
95,00 5,00 |
100,00 | C.I. |
| (ex PLT Engineering Romania Srl) Eni Plenitude Technical Services Spain SLU (ex PLT Engineering Spagna SLU) |
Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Tech. Serv. Srl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eolica Cuellar de la Sierra SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 110.999,77 | Eni Plen. Inv. Spain SL | 100,00 | 51,00 | C.I. |
| Estanque Redondo Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Fotovoltaica Escudero SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Gas Supply Company Thessaloniki - Thessalia SA |
Thessaloniki (Grecia) |
Grecia | EUR | 13.761.788 | Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Guajillo Energy Storage Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 100 | Eni New Energy US H. Llc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Guilleus Consulting SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. T. S. Spain | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| HLS Bonete PV SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.602 | HLS Bonete Topco SLU | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| HLS Bonete Topco SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 6.602 | Eni Plenitude SpA SB | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Holding Lanas Solar Sàrl | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 100 | Eni Plen. Op. Fr. SAS | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Inveese SAS | Bogotà (Colombia) |
Colombia | COP | 100.000.000 | Eni Plen. Inv. Colombia Soci Terzi |
75,00 25,00 |
38,25 | C.I. |
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ixia Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Kellam Solar Class B Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 1 | Eni New Energy US Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Kellam Tax Equity Partnership Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 41.725.541 | Kellam Solar Class B Soci Terzi |
94,55 5,45 |
94,55 | C.I. |
| Krypton SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 180.000 | Eni Plen. Op. Fr. SAS | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Lanas Solar SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 100 | Holding Lanas Solar Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Maristella Directorship SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Spain SLU | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Membrio Solar SLU | Lodosa (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Miburia Trade SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. T. S. Spain | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Olea Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Opalo Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Pistacia Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| POP Solar SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 1.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Punes Trade SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. T. S. Spain | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV1 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 37.600 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV2 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 39.600 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV3 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 37.600 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV4 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 36.600 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV5 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 22.600 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV6 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 28.300 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV7 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 66.000 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV8 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 27.200 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV9 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 27.200 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV10 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 19.800 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV11 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 26.300 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV12 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 31.000 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| SKGRPV13 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 45.100 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV14 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 121.900 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV15 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 39.000 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV16 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 32.000 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV17 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 50.200 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV18 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 6.200 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV19 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 91.400 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| SKGRPV20 Single Member Private Company |
Atene (Grecia) |
Grecia | EUR | 59.200 | Eni Plen. Renew. Hellas | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Tebar Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Wind Grower SLU | Ourense (Spagna) |
Spagna | EUR | 593.000 | Eni Plen. T. S. Spain | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Wind Hero SLU | Ourense (Spagna) |
Spagna | EUR | 563.000 | Eni Plen. T. S. Spain | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Xenon SAS | Argenteuil (Francia) |
Francia | EUR | 1.500.100 | Eni Plen. Op. Fr. SAS Soci Terzi |
99,99 | 0,01 (a) 100,00 | C.I. |
| Zinnia Solar SLU | Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Plen. Ren. Lux. Sàrl | 100,00 | 100,00 | C.I. |
Power
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EniPower Mantova SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 144.000.000 | EniPower SpA Soci Terzi |
86,50 13,50 |
44,12 | C.I. |
| EniPower SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 200.000.000 | Eni SpA Soci Terzi |
51,00 49,00 |
51,00 | C.I. |
(a) Quota di controllo: Eni Plenitude Operations France SAS 100,00 (*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
CORPORATE E ALTRE ATTIVITA'
Corporate e Società finanziarie
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Agenzia Giornalistica Italia SpA | Roma | Italia | EUR | 2.000.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| D-Share SpA | Milano | Italia | EUR | 121.719,25 | AGI SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Corporate University SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 3.360.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Energia Italia Srl | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 50.000 | Eni SpA | 100,00 | Co. | |
| Eni Trading & Shipping SpA (in liquidazione) |
Roma | Italia | EUR | 334.171 | Eni SpA | 100,00 | Co. | |
| EniProgetti SpA | Venezia Marghera (VE) |
Italia | EUR | 2.064.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniServizi SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 13.427.419,08 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eniverse Ventures Srl | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 50.000 | Eni SpA | 100,00 | Co. | |
| Enivibes Srl | Milano | Italia | EUR | 3.552.632 | Eni SpA Soci Terzi |
76,00 24,00 |
Co. | |
| Serfactoring SpA (in liquidazione) |
San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 5.160.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Servizi Aerei SpA | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 48.205.536 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Banque Eni SA | Bruxelles (Belgio) |
Belgio | EUR | 50.000.000 | Eni International BV Eni Oil Holdings BV |
99,90 0,10 |
100,00 | C.I. |
| Eni Finance International SA | Bruxelles (Belgio) |
Belgio | USD | 1.480.365.336 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Finance USA Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 2.500.000 | Eni Petroleum Co Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni Insurance DAC | Dublino (Irlanda) |
Irlanda | EUR | 500.000.000 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni International BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 641.683.425 | Eni SpA | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| Eni International Resources Ltd | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 50.000 | Eni SpA Eni UK Ltd |
99,99 () |
100,00 | C.I. |
| Eni Next Llc | Dover (USA) |
USA | USD | 100 | Eni Petroleum Co Inc | 100,00 | 100,00 | C.I. |
| EniProgetti Egypt Ltd | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 50.000 | EniProgetti SpA Eni SpA |
99,00 1,00 |
P.N. |
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
Altre attività
IN ITALIA
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni Rewind International BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 20.000 | Eni International BV | 100,00 | P.N. | |
| Oleodotto del Reno SA | Coira (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 1.550.000 | Eni Rewind SpA | 100,00 | P.N. |
IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO E COLLEGATE
EXPLORATION & PRODUCTION
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Agri-Energy Srl (†) | Jolanda di Savoia Italia | EUR | 50.000 | Eni Natural Energies SpA | 50,00 | P.N. | ||
| (FE) | Soci Terzi | 50,00 | ||||||
| Azule Energy Angola SpA | San Donato Milanese (MI) |
Angola | EUR | 20.200.000 | Azule Energy Holdings Ltd | 100,00 | ||
| Mozambique Rovuma Venture SpA (†) | San Donato | Mozambico | EUR | 20.000.000 | Eni SpA | 35,71 | P.N. | |
| Milanese (MI) | Soci Terzi | 64,29 |
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Agiba Petroleum Co (†) | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Ashrafi Island Petroleum Co (in liquidazione) |
Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Azule Energy Angola (Block 18) BV (ex BP Angola (Block 18) BV) |
Rotterdam (Paesi Bassi) |
Angola | EUR | 2.275.625,42 | Azule Energy Holdings Ltd | 100,00 | ||
| Azule Energy Angola BV (ex Eni Angola Exploration BV) |
Amsterdam (Paesi Bassi) |
Angola | EUR | 20.000 | Azule Energy Holdings Ltd | 100,00 | ||
| Azule Energy Angola Production BV (ex Eni Angola Production BV) |
Amsterdam (Paesi Bassi) |
Angola | EUR | 20.000 | Azule Energy Holdings Ltd | 100,00 | ||
| Azule Energy Exploration Angola (KB) Ltd (ex BP Exploration Angola (Kwanza Benguela) Ltd) |
Sunbury On Thames (Regno Unito) |
Angola | USD | 1 | Azule Energy Holdings Ltd | 100,00 | ||
| Azule Energy Exploration (Angola) Ltd (ex BP Exploration (Angola) Ltd) |
Sunbury On Thames (Regno Unito) |
Angola | USD | 1.000.000 | Azule Energy Holdings Ltd | 100,00 | ||
| Azule Energy Gas Supply Services Inc | Dover (USA) |
USA | USD | 1.000 | Azule Energy Holdings Ltd | 100,00 | ||
| Azule Energy Holdings Ltd (†) | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | USD | 1.000.000 | Eni International BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Azule Energy Ltd (ex Angola JVCO Ltd) |
Sunbury On Thames (Regno Unito) |
Angola | USD | 1.000 | Azule Energy Holdings Ltd | 100,00 | ||
| Azule Energy US Gas Llc (ex BP Gas Supply (Angola) Llc) |
Wilmington (USA) |
USA | USD | 12.800.000 | Azule En. Gas Sup. S. Inc | 100,00 | ||
| Barentsmorneftegaz Sàrl (†) | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Russia | USD | 20.000 | Eni Energy Russia BV Soci Terzi |
33,33 66,67 |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Cabo Delgado Gas Development Limitada (†) |
Maputo (Mozambico) |
Mozambico | MZN | 2.500.000 | Eni Mozamb. LNG H. BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Cardón IV SA (†) | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VED | 0 | Eni Venezuela BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Compañia Agua Plana SA | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VED | 0 | Eni Venezuela BV Soci Terzi |
26,00 74,00 |
Co. | |
| Coral FLNG SA | Maputo (Mozambico) |
Mozambico | MZN | 100.000.000 | Eni Mozamb. LNG H. BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
P.N. | |
| Coral South FLNG DMCC | Dubai (Emirati Arabi |
Emirati Arabi Uniti |
AED | 500.000 | Eni Mozamb. LNG H. BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
P.N. | |
| East Delta Gas Co (in liquidazione) |
Uniti) Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
37,50 62,50 |
Co. | |
| East Obaiyed Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
37,50 62,50 |
Co. | |
| El Temsah Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| El-Fayrouz Petroleum Co (†) (in liquidazione) |
Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Exploration BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
||
| Fedynskmorneftegaz Sàrl (†) | Lussemburgo (Lussemburgo) |
Russia | USD | 20.000 | Eni Energy Russia BV Soci Terzi |
33,33 66,67 |
P.N. | |
| In Salah Gas Ltd | St. Helier (Jersey) |
Algeria | GBP | 180 | Eni In Salah Ltd Soci Terzi |
25,56 74,44 |
Co. | |
| In Salah Gas Services Ltd | St. Helier (Jersey) |
Algeria | GBP | 180 | Eni In Salah Ltd Soci Terzi |
25,56 74,44 |
Co. | |
| Isatay Operating Company Llp (†) | Astana (Kazakhstan) |
Kazakhstan | KZT | 400.000 | Eni Isatay Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Karachaganak Petroleum Operating BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Kazakhstan | EUR | 20.000 | Agip Karachaganak BV Soci Terzi |
29,25 70,75 |
Co. | |
| Khaleej Petroleum Co Wll | Safat (Kuwait) |
Kuwait | KWD | 250.000 | Eni Middle E. Ltd Soci Terzi |
49,00 51,00 |
P.N. | |
| Liberty National Development Co Llc | Wilmington (USA) |
USA | USD | 0 (a) Eni Oil & Gas Inc Soci Terzi |
32,50 67,50 |
P.N. | ||
| Mediterranean Gas Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Meleiha Petroleum Company | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
37,50 62,50 |
Co. | |
| Mellitah Oil & Gas BV (†) | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Libia | EUR | 20.000 | Eni North Africa BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Nile Delta Oil Co Nidoco | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
37,50 62,50 |
Co. | |
| Norpipe Terminal Holdco Ltd | Londra (Regno Unito) |
Norvegia | GBP | 55,69 | Eni SpA Soci Terzi |
14,20 85,80 |
P.N. | |
| North Bardawil Petroleum Co (in liquidazione) |
Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Exploration BV Soci Terzi |
30,00 70,00 |
||
| North El Burg Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L'impresa è a controllo congiunto.
(a) Azioni senza valore nominale.
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| North El Hammad Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | USD | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
18,75 81,25 |
Co. | |
| Petrobel Belayim Petroleum Co (†) | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| PetroBicentenario SA (†) | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VED | 0 | Eni Lasmo Plc Soci Terzi |
40,00 60,00 |
P.N. | |
| PetroJunín SA (†) | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VED | 0,02 | Eni Lasmo Plc Soci Terzi |
40,00 60,00 |
P.N. | |
| PetroSucre SA | Caracas (Venezuela) |
Venezuela | VED | 0 | Eni Venezuela BV Soci Terzi |
26,00 74,00 |
P.N. | |
| Pharaonic Petroleum Co | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Port Said Petroleum Co (†) | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Qatar Liquefied Gas Company Limited (9) |
Doha (Qatar) |
Qatar | USD | 1.175.885.000 | Eni Qatar BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
P.N. | |
| Rovuma LNG Investment (DIFC) Ltd | Dubai (Emirati Arabi Uniti) |
Mozambico | USD | 50.000 | Eni Mozamb. LNG H. BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
P.N. | |
| Rovuma LNG SA | Maputo (Mozambico) |
Mozambico | MZN | 100.000.000 | Eni Mozamb. LNG H. BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
P.N. | |
| Shorouk Petroleum Company | Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Société Centrale Electrique du Congo SA |
Pointe-Noire (Repubblica del Congo) |
Repubblica del Congo |
XAF 44.732.000.000 | Eni Congo SAU Soci Terzi |
20,00 80,00 |
P.N. | ||
| Société Italo Tunisienne d'Exploitation Pétrolière SA (†) |
Tunisi (Tunisia) |
Tunisia | TND | 5.000.000 | Eni Tunisia BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Sodeps - Société de Developpement et d'Exploitation du Permis du Sud SA (†) |
Tunisi (Tunisia) |
Tunisia | TND | 100.000 | Eni Tunisia BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
Co. | |
| Thekah Petroleum Co (in liquidazione) |
Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Exploration BV Soci Terzi |
25,00 75,00 |
||
| United Gas Derivatives Co | New Cairo (Egitto) |
Egitto | USD | 153.000.000 | Eni International BV Soci Terzi |
33,33 66,67 |
P.N. | |
| Vår Energi ASA (#) | Sandnes (Norvegia) |
Norvegia | NOK | 399.425.000 | Eni International BV Soci Terzi |
63,04 36,96 |
P.N. | |
| VIC CBM Ltd (†) | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | USD | 52.315.912 | Eni Lasmo Plc Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Virginia Indonesia Co CBM Ltd (†) | Londra (Regno Unito) |
Indonesia | USD | 25.631.640 | Eni Lasmo Plc Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| West Ashrafi Petroleum Co (†) (in liquidazione) |
Il Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Exploration BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati extra-UE.
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
IN ITALIA
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Blue Stream Pipeline Co BV (†) | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Russia | USD | 22.000 | Eni International BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
74,62 (a) | J.O. |
| Damietta LNG (DLNG) SAE (†) | Damietta (Egitto) |
Egitto | USD | 375.000.000 | Eni Gas Liquef. BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
50,00 | J.O. |
| DLNG Service SAE (†) | Damietta (Egitto) |
Egitto | USD | 1.000.000 | Damietta LNG Eni Gas Liquef. BV Soci Terzi |
98,00 1,00 1,00 |
50,00 | J.O. |
| GreenStream BV (†) | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Libia | EUR | 200.000.000 | Eni North Africa BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
50,00 | J.O. |
| Société Energies Renouvelables Eni-ETAP SA (†) |
Tunisi (Tunisia) |
Tunisia | TND | 11.100.000 | Eni International BV Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L'impresa è a controllo congiunto.
(a) Percentuale pari al working interest di Eni.
SUSTAINABLE MOBILITY, REFINING E CHIMICA
Sustainable Mobility e Refining
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Arezzo Gas SpA (†) | Arezzo | Italia | EUR | 394.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| CePIM Centro Padano Interscambio Merci SpA |
Fontevivo (PR) | Italia | EUR | 6.642.928,32 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
44,78 55,22 |
P.N. | |
| Consorzio Operatori GPL di Napoli | Napoli | Italia | EUR | 102.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Costiero Gas Livorno SpA (†) | Livorno | Italia | EUR | 26.000.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
65,00 35,00 |
65,00 | J.O. |
| Disma SpA | Segrate (MI) | Italia | EUR | 2.600.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
25,00 75,00 |
P.N. | |
| Porto Petroli di Genova SpA | Genova | Italia | EUR | 2.068.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
40,50 59,50 |
P.N. | |
| Raffineria di Milazzo ScpA (†) | Milazzo (ME) | Italia | EUR | 171.143.000 | Eni SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
50,00 | J.O. |
| Seram SpA | Fiumicino (RM) | Italia | EUR | 852.000 | Eni SpA Soci Terzi |
25,00 75,00 |
P.N. | |
| Sigea Sistema Integrato Genova Arquata SpA |
Genova | Italia | EUR | 3.326.900 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
35,00 65,00 |
P.N. | |
| Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA (†) |
Roma | Italia | EUR | 3.085.000 | Eni SpA Soci Terzi |
70,00 30,00 |
P.N. | |
| South Italy Green Hydrogen Srl (†) | Roma | Italia | EUR | 10.000 | Eni SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. |
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Abu Dhabi Oil Refining Company (TAKREER) |
Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti) |
Emirati Arabi Uniti |
AED | 500.000.000 | Eni Abu Dhabi R&T BV Soci Terzi |
20,00 80,00 |
P.N. | |
| ADNOC Global Trading Ltd | Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti) |
Emirati Arabi Uniti |
USD | 100.000.000 | Eni Abu Dhabi R&T BV Soci Terzi |
20,00 80,00 |
P.N. | |
| AET - Raffineriebeteiligungsgesellschaft mbH (†) |
Schwedt (Germania) |
Germania | EUR | 27.000 | Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi |
33,33 66,67 |
P.N. | |
| Bayernoil Raffineriegesellschaft mbH (†) | Vohburg (Germania) |
Germania | EUR | 10.226.000 | Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi |
20,00 80,00 |
20,00 | J.O. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
RELAZIONE INTERMEDIA SULLA GESTIONE BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni Metodo di |
consolidamento o di valutazione (*) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| City Carburoil SA (†) | Monteceneri (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 6.000.000 | Eni Suisse SA Soci Terzi |
49,91 50,09 |
P.N. | |
| Egyptian International Gas Technology Co |
New Cairo (Egitto) |
Egitto | EGP | 100.000.000 | Eni International BV Soci Terzi |
40,00 60,00 |
P.N. | |
| ENEOS Italsing Pte Ltd | Singapore (Singapore) |
Singapore | SGD | 12.000.000 | Eni Sust. Mobility SpA Soci Terzi |
22,50 77,50 |
P.N. | |
| Fuelling Aviation Services GIE | Tremblay- en-France (Francia) |
Francia | EUR | 0 | Eni France Sàrl Soci Terzi |
25,00 75,00 |
Co. | |
| Mediterranée Bitumes SA | Tunisi (Tunisia) |
Tunisia | TND | 1.000.000 | Eni International BV Soci Terzi |
34,00 66,00 |
P.N. | |
| Routex BV | Amsterdam (Paesi Bassi) |
Paesi Bassi | EUR | 67.500 | Eni Sust. Mobility SpA Routex BV Soci Terzi |
20,00 (b) 20,00 60,00 |
P.N. | |
| Saraco SA | Meyrin (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 420.000 | Eni Suisse SA Soci Terzi |
20,00 80,00 |
Co. | |
| St. Bernard Renewables Llc (†) | Wilmington (USA) |
USA | USD | 0 (a) ESM US Inc. Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | ||
| Supermetanol CA (†) | Jose Puerto La Cruz (Venezuela) |
Venezuela | VED | 0 | Ecofuel SpA Supermetanol CA Soci Terzi |
34,51 30,07 35,42 |
50,00 (c) | J.O. |
| TBG Tanklager Betriebsgesellschaft GmbH (†) |
Salisburgo (Austria) |
Austria | EUR | 43.603,70 | Eni Marketing A. GmbH Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Weat Electronic Datenservice GmbH | Düsseldorf (Germania) |
Germania | EUR | 409.034 | Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi |
20,00 80,00 |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(†) L'impresa è a controllo congiunto.
| Eni Sust. Mobility SpA | 25,00 |
|---|---|
| Soci Terzi | 75,00 |
| (a) Azioni senza valore nominale. (b) Quota di Controllo: |
(c) Percentuale pari al working interest di Eni.
Chimica
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Brindisi Servizi Generali Scarl | Brindisi | Italia | EUR | 1.549.060 | Versalis SpA | 49,00 | P.N. | |
| Eni Rewind SpA | 20,20 | |||||||
| EniPower SpA | 8,90 | |||||||
| Soci Terzi | 21,90 | |||||||
| IFM Ferrara ScpA | Ferrara | Italia | EUR | 5.304.464 | Versalis SpA | 19,61 | P.N. | |
| Eni Rewind SpA | 11,51 | |||||||
| S.E.F. Srl | 10,63 | |||||||
| Soci Terzi | 58,25 | |||||||
| Matrìca SpA (†) | Porto Torres (SS) | Italia | EUR | 37.500.000 | Versalis SpA | 50,00 | P.N. | |
| Soci Terzi | 50,00 | |||||||
| Novamont SpA | Novara | Italia | EUR | 20.000.000 | Versalis SpA | 36,00 | P.N. | |
| Soci Terzi | 64,00 | |||||||
| Priolo Servizi ScpA | Melilli (SR) | Italia | EUR | 28.100.000 | Versalis SpA | 37,22 | P.N. | |
| Eni Rewind SpA | 5,65 | |||||||
| Soci Terzi | 57,13 | |||||||
| Ravenna Servizi Industriali ScpA | Ravenna | Italia | EUR | 5.597.400 | Versalis SpA | 42,13 | P.N. | |
| EniPower SpA | 30,37 | |||||||
| Ecofuel SpA | 1,85 | |||||||
| Soci Terzi | 25,65 | |||||||
| Servizi Porto Marghera Scarl | Venezia | Italia | EUR | 8.695.718 | Versalis SpA | 48,44 | P.N. | |
| Marghera (VE) | Eni Rewind SpA | 38,39 | ||||||
| Soci Terzi | 13,17 |
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Lotte Versalis Elastomers Co Ltd (†) | Yeosu (Corea del Sud) |
Corea del Sud | KRW 601.800.000.000 | Versalis SpA Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | ||
| Versalis Chem-invest Llp (†) | Uralsk City (Kazakhstan) |
Kazakhstan | KZT | 64.194.000 | Versalis International SA Soci Terzi |
49,00 51,00 |
P.N. | |
| VPM Oilfield Specialty Chemicals Llc (†) | Abu Dhabi (Emirati Arabi Uniti) |
Emirati Arabi Uniti |
AED | 1.000.000 | Versalis International SA Soci Terzi |
49,00 51,00 |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
PLENITUDE & POWER
Plenitude
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Atis Floating Wind Srl (†) | Milano | Italia | EUR | 10.000 | Eni New Energy SpA Soci Terzi |
70,00 30,00 |
P.N. | |
| Bettercity SpA | Bergamo | Italia | EUR | 4.050.000 | Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| Evogy Srl Società Benefit | Seriate (BG) | Italia | EUR | 11.785,71 | Evolvere Venture SpA Soci Terzi |
45,45 54,55 |
P.N. | |
| GreenIT SpA (†) | San Donato Milanese (MI) |
Italia | EUR | 50.000 | Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi |
51,00 49,00 |
P.N. | |
| Hergo Renewables SpA (†) | Milano | Italia | EUR | 50.000 | Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi |
65,00 35,00 |
P.N. | |
| Krimisa Floating Wind Srl (†) | Milano | Italia | EUR | 10.000 | Eni New Energy SpA Soci Terzi |
70,00 30,00 |
P.N. | |
| Messapia Floating Wind Srl (†) | Milano | Italia | EUR | 10.000 | Eni New Energy SpA Soci Terzi |
70,00 30,00 |
P.N. | |
| Renewable Dispatching Srl | Milano | Italia | EUR | 200.000 | Evolvere Venture SpA Soci Terzi |
40,00 60,00 |
P.N. | |
| Siel Agrisolare Srl (†) | Cesena (FC) |
Italia | EUR | 10.000 | Eni Plen. S&M Italia Srl Soci Terzi |
51,00 49,00 |
P.N. | |
| Tate Srl | Bologna | Italia | EUR | 408.509,29 | Evolvere Venture SpA Soci Terzi |
36,00 64,00 |
P.N. |
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Bluebell Solar Class A Holdings II Llc | Wilmington (USA) |
USA | USD | 82.351.634 | Eni New Energy US Inc Soci Terzi |
99,00 1,00 |
P.N. | |
| Clarensac Solar SAS | Meyreuil (Francia) |
Francia | EUR | 25.000 | Eni Plen. Op. Fr. SAS Soci Terzi |
40,00 60,00 |
P.N. | |
| Enera Conseil SAS (†) | Clichy (Francia) |
Francia | EUR | 9.690 | Eni G&P France SA Soci Terzi |
51,00 49,00 |
P.N. | |
| EnerOcean SL (†) | Malaga (Spagna) |
Spagna | EUR | 444.773 | Eni Plenitude SpA SB Soci Terzi |
30,90 69,10 |
P.N. | |
| Novis Renewables Holdings Llc | Wilmington (USA) |
USA | USD | 100 | Eni New Energy US Inc Soci Terzi |
49,00 51,00 |
P.N. | |
| Novis Renewables Llc (†) | Wilmington (USA) |
USA | USD | 100 | Eni New Energy US Inc Soci Terzi |
50,00 50,00 |
P.N. | |
| POW - Polish Offshore Wind-Co Sp zoo (†) |
Varsavia (Polonia) |
Polonia | PLN | 5.000 | Eni Energy Solutions BV Soci Terzi |
95,00 5,00 |
P.N. | |
| Vårgrønn AS (†) | Stavanger (Norvegia) |
Norvegia | NOK | 600.000 | Eni Energy Solutions BV Soci Terzi |
65,00 35,00 |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
Corporate e Società finanziarie
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Consorzio per l'attuazione del Progetto | Frascati (RM) | Italia | EUR | 1.000.000 | Eni SpA | 25,00 | Co. | |
| Divertor Tokamak Test DTT Scarl (†) | Soci Terzi | 75,00 | ||||||
| Energy Dome SpA (b) | Milano | Italia | EUR | 182.830,21 | Eni Next Llc | P.N. | ||
| Soci Terzi | ||||||||
| Saipem SpA (#) (†) | Milano | Italia | EUR 501.669.790,83 | Eni SpA | 31,19 (a) | P.N. | ||
| Saipem SpA | 0,02 | |||||||
| Soci Terzi | 68,79 |
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Avanti Battery Company (b) | Natick (USA) |
USA | USD | 683 Eni Next Llc Soci Terzi |
P.N. | |||
| Commonwealth Fusion Systems Llc (b) | Wilmington (USA) |
USA | USD | 904,64 Eni Next Llc CFS Soci Terzi |
P.N. | |||
| Cool Planet Technologies Ltd (b) | Londra (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 1.000 Eni Next Llc Soci Terzi |
P.N. | |||
| CZero Inc (b) | Wilmington (USA) |
USA | USD | 334 Eni Next Llc Soci Terzi |
P.N. | |||
| Form Energy Inc (b) | Somerville (USA) |
USA | USD | 1.129 Eni Next Llc Soci Terzi |
P.N. | |||
| M2X Energy Inc (b) | Wilmington (USA) |
USA | USD | 99 Eni Next Llc Soci Terzi |
P.N. | |||
| sHYp BV PBC (b) | Wilmington (USA) |
USA | USD | 86 Eni Next Llc Soci Terzi |
P.N. | |||
| Tecninco Engineering Contractors Llp (†) | Aksai (Kazakhstan) |
Kazakhstan | KZT | 29.478.455 EniProgetti SpA Soci Terzi |
49,00 51,00 |
P.N. | ||
| Thiozen Inc (b) | Wilmington (USA) |
USA | USD | 351 Eni Next Llc Soci Terzi |
P.N. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'UE.
(†) L'impresa è a controllo congiunto.
| (a) Quota di Controllo: | Eni SpA | 31,20 |
|---|---|---|
| Soci Terzi | 68,80 |
(b) L'informazione relativa al capitale sociale si riferisce alle azioni ordinarie.
Altre attività
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | % Consolidata di pertinenza Eni |
consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| HEA SpA (†) | Bologna | Italia | EUR | 50.000 | Eni Rewind SpA | 50,00 | Co. | |
| Soci Terzi | 50,00 | |||||||
| LabAnalysis Environmental Science Srl (†) | San Giovanni | Italia | EUR | 100.000 | Eni Rewind SpA | 30,00 | P.N. | |
| Teatino (CH) | Soci Terzi | 70,00 | ||||||
| Progetto Nuraghe Scarl | Porto Torres (SS) | Italia | EUR | 10.000 | Eni Rewind SpA | 48,55 | P.N. | |
| Soci Terzi | 51,45 |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
EXPLORATION & PRODUCTION
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| BF SpA (#) | Jolanda di Savoia Italia (FE) |
EUR | 187.059.565 | Eni Natural Energies SpA Soci Terzi |
5,32 94,68 |
F.V. | |
| Consorzio Universitario in Ingegneria per la Qualità e l'Innovazione |
Pisa | Italia | EUR | 138.000 | Eni SpA Soci Terzi |
16,67 83,33 |
F.V. |
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Administradora del Golfo | Caracas | Venezuela | VED | 0 | Eni Venezuela BV | 19,50 | F.V. |
| de Paria Este SA | (Venezuela) | Soci Terzi | 80,50 | ||||
| Brass LNG Ltd | Lagos | Nigeria | USD | 1.000.000 | Eni Int. NA NV Sàrl | 20,48 | F.V. |
| (Nigeria) | Soci Terzi | 79,52 | |||||
| Darwin LNG Pty Ltd | West Perth | Australia | AUD 187.569.921,42 | Eni G&P LNG Aus. BV | 10,99 | F.V. | |
| (Australia) | Soci Terzi | 89,01 | |||||
| New Liberty Residential Urban | West Trenton | USA | USD | 0 (a) Eni Oil & Gas Inc | 17,50 | F.V. | |
| Renewal Company Llc | (USA) | Soci Terzi | 82,50 | ||||
| (ex New Liberty Residential Co Llc) | |||||||
| Nigeria LNG Ltd | Port Harcourt | Nigeria | USD | 1.138.207.000 | Eni Int. NA NV Sàrl | 10,40 | F.V. |
| (Nigeria) | Soci Terzi | 89,60 | |||||
| North Caspian Operating Company NV | L'Aja | Kazakhstan | EUR | 128.520 | Agip Caspian Sea BV | 16,81 | F.V. |
| (Paesi Bassi) | Soci Terzi | 83,19 | |||||
| Petrolera Güiria SA | Caracas | Venezuela | VED | 0 | Eni Venezuela BV | 19,50 | F.V. |
| (Venezuela) | Soci Terzi | 80,50 | |||||
| Torsina Oil Co | Il Cairo | Egitto | EGP | 20.000 | Ieoc Production BV | 12,50 | F.V. |
| (Egitto) | Soci Terzi | 87,50 |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati italiani o di altri Paesi dell'UE.
(a) Azioni senza valore nominale.
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
ALL'ESTERO
SUSTAINABLE MOBILITY, REFINING E CHIMICA
Sustainable Mobility e Refining
ALL'ESTERO
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| BFS Berlin Fuelling Services GbR | Berlino (Germania) |
Germania | EUR | 89.199 | Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi |
12,50 87,50 |
F.V. |
| Compañía de Economia Mixta "Austrogas" |
Cuenca (Ecuador) |
Ecuador | USD | 6.863.493 | Eni Ecuador SA Soci Terzi |
13,38 86,62 |
F.V. |
| Dépôt Pétrolier de la Côte d'Azur SAS | Nanterre (Francia) |
Francia | EUR | 207.500 | Eni France Sàrl Soci Terzi |
18,00 82,00 |
F.V. |
| Dépôts Pétroliers de Fos SA | Fos-Sur-Mer (Francia) |
Francia | EUR | 3.954.196,40 | Eni France Sàrl Soci Terzi |
16,81 83,19 |
F.V. |
| Gestión de Envases Comerciales e Industriales SL |
Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 3.000 | Eni Iberia SLU Soci Terzi |
16,40 83,60 |
F.V. |
| Joint Inspection Group Ltd | Cambourne (Regno Unito) |
Regno Unito | GBP | 0 (a) Eni Sust. Mobility SpA Soci Terzi |
12,50 87,50 |
F.V. | |
| Saudi European Petrochemical Co "IBN ZAHR" |
Al Jubail (Arabia Saudita) |
Arabia Saudita | SAR | 1.200.000.000 | Ecofuel SpA Soci Terzi |
10,00 90,00 |
F.V. |
| S.I.P.G. Société Immobilière Pétrolière de Gestion Snc |
Tremblay-en- France (Francia) |
Francia | EUR | 40.000 | Eni France Sàrl Soci Terzi |
12,50 87,50 |
F.V. |
| Sistema Integrado de Gestion de Aceites Usados |
Madrid (Spagna) |
Spagna | EUR | 175.713 | Eni Iberia SLU Soci Terzi |
15,45 84,55 |
F.V. |
| Tanklager - Gesellschaft Tegel (TGT) GbR |
Amburgo (Germania) |
Germania | EUR | 4.953 | Eni Deutsch. GmbH Soci Terzi |
12,50 87,50 |
F.V. |
| TAR - Tankanlage Ruemlang AG | Ruemlang (Svizzera) |
Svizzera | CHF | 3.259.500 | Eni Suisse SA Soci Terzi |
16,27 83,73 |
F.V. |
| Tema Lube Oil Co Ltd | Accra (Ghana) |
Ghana | GHS | 258.309 | Eni International BV Soci Terzi |
12,00 88,00 |
F.V. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(a) Azioni senza valore nominale.
CORPORATE E ALTRE ATTIVITA'
Corporate e Società finanziarie
ALL'ESTERO
Altre attività
IN ITALIA
| Denominazione | Sede legale | Sede operativa | Valuta | Capitale | Soci | % Possesso | consolidamento o di valutazione (*) Metodo di |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ottana Sviluppo ScpA (in fallimento) |
Nuoro | Italia | EUR | 516.000 | Eni Rewind SpA Soci Terzi |
30,00 70,00 |
F.V. |
(*) C.I. = consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.N. = valutazione al patrimonio netto, Co. = valutazione al costo, F.V. = valutazione al fair value.
(#) Società con azioni quotate nei mercati regolamentati extra-UE.
Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nel semestre
Imprese consolidate con il metodo integrale IMPRESE INCLUSE (N. 17)
| BT Kellam Solar Llc | Austin | Plenitude | Acquisizione |
|---|---|---|---|
| Eni CCUS Holding Ltd | Londra | Exploration & Production | Costituzione |
| Eni GoM Llc | Dover | Exploration & Production | Costituzione |
| Eni In Amenas Ltd | Aberdeen | Exploration & Production | Acquisizione |
| Eni In Salah Ltd | Nassau | Exploration & Production | Acquisizione |
| Eni IS Exploration Ltd | Londra | Exploration & Production | Acquisizione |
| Eni Peri Mahakam Ltd | Londra | Exploration & Production | Costituzione |
| Eni Sustainable Mobility US Inc | Dover | Sustainable Mobility e Refining | Costituzione |
| EniBioCh4in Flaibano Srl Società Agricola | San Donato Milanese (MI) | Sustainable Mobility e Refining | Acquisizione |
| HLS Bonete PV SLU | Madrid | Plenitude | Acquisizione |
| HLS Bonete Topco SLU | Madrid | Plenitude | Acquisizione |
| Kellam Solar Class B Llc | Dover | Plenitude | Acquisizione |
| Kellam Tax Equity Partnership Llc | Dover | Plenitude | Acquisizione |
| Maristella Directorship SLU | Madrid | Plenitude | Acquisizione |
| Versalis Pacific (India) Private Ltd | Mumbai | Chimica | Sopravvenuta rilevanza |
| Wind Grower SLU | Ourense | Plenitude | Acquisizione |
| Wind Hero SLU | Ourense | Plenitude | Acquisizione |
IMPRESE ESCLUSE (N. 19)
| CEF 3 Wind Energy SpA | Milano | Plenitude | Fusione |
|---|---|---|---|
| CGDB Enrico Srl | San Donato Milanese (MI) | Plenitude | Fusione |
| CGDB Laerte Srl | San Donato Milanese (MI) | Plenitude | Fusione |
| Eni Corridor Srl | San Donato Milanese (MI) | Global Gas & LNG Portfolio | Cessione del controllo |
| Eni Ireland BV | Amsterdam | Exploration & Production | Sopravvenuta irrilevanza |
| Eni Montenegro BV | Amsterdam | Exploration & Production | Sopravvenuta irrilevanza |
| Eni Myanmar BV | Amsterdam | Exploration & Production | Sopravvenuta irrilevanza |
| EniBioCh4in Società Agricola Il Bue Srl | San Donato Milanese (MI) | Sustainable Mobility e Refining | Cessione |
| Finpower Wind Srl | Milano | Plenitude | Fusione |
| Finproject Brasil Industria De Solados Eireli | Franca | Chimica | Sopravvenuta irrilevanza |
| Finproject Viet Nam Company Limited | Hai Phong | Chimica | Sopravvenuta irrilevanza |
| Padanaplast America Llc | Wilmington | Chimica | Sopravvenuta irrilevanza |
| Padanaplast Deutschland GmbH | Hannover | Chimica | Sopravvenuta irrilevanza |
| Società Energie Rinnovabili 1 SpA | Roma | Plenitude | Fusione |
| Società Energie Rinnovabili SpA | Palermo | Plenitude | Fusione |
| Société de Service du Gazoduc Transtunisien SA - Sergaz SA | Tunisi | Global Gas & LNG Portfolio | Cessione del controllo |
| Société pour la Construction du Gazoduc Transtunisien SA - Scogat SA Tunisi | Global Gas & LNG Portfolio | Cessione del controllo | |
| Trans Tunisian Pipeline Co SpA | San Donato Milanese (MI) | Global Gas & LNG Portfolio | Cessione del controllo |
| Wind Park Laterza Srl | San Donato Milanese (MI) | Plenitude | Fusione |
Imprese consolidate joint operation IMPRESE ESCLUSE (N. 1)
La nostra Mission
con l'obiettivo di preservare il nostro pianeta e promuovere l'accesso alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile per tutti.
Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l'innovazione.
Sulle pari dignità delle persone, riconoscendo la diversità come risorsa fondamentale per lo sviluppo dell'umanità. Sulla responsabilità, integrità e trasparenza del nostro agire.
Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze.
che ci ospitano per creare valore condiviso duraturo.
Sosteniamo concretamente una transizione energetica socialmente equa,
Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità
Siamo un'impresa dell'energia.
Obiettivi globali per lo sviluppo sostenibile
internazionale e per Eni nel condurre le proprie attività nei Paesi in cui opera.
L'agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite, presentata a settembre 2015, identifica i 17 Sustainable Development Goals (SDGs) che rappresentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferimento importante per la comunità
Eni SpA
Sede Legale
Piazzale Enrico Mattei, 1 - Roma - Italia Capitale Sociale al 30 giugno 2023: € 4.005.358.876,00 interamente versato Registro delle Imprese di Roma, codice fiscale 00484960588 Partita IVA 00905811006
Altre Sedi
Via Emilia, 1 - San Donato Milanese (MI) - Italia Piazza Ezio Vanoni, 1 - San Donato Milanese (MI) - Italia
Contatti
eni.com +39-0659821 800940924 [email protected]
Ufficio rapporti con gli investitori
Piazza Ezio Vanoni, 1 - 20097 San Donato Milanese (MI) Tel. +39-0252051651 - Fax +39-0252031929 e-mail: [email protected]
Eni
2021
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2021
Relazione Finanziaria Annuale