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Eni Interim / Quarterly Report 2024
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Interim / Quarterly Report
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Eni: risultati del primo trimestre 2024
Principali dati quantitativi ed economico-finanziari
| IV Trim. | I Trim. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2024 | 2023 | var % | ||
| 84,05 | Brent dated | \$/barile | 83,24 | 81,27 | 2 |
| 1,075 | Cambio medio EUR/USD | 1,086 | 1,073 | 1 | |
| 41 | Prezzo spot del Gas Italia al PSV | €/MWh | 29 | 57 | (49) |
| 4,3 | Standard Eni Refining Margin (SERM) | \$/barile | 8,7 | 11,0 | (21) |
| 1.708 | Produzione di idrocarburi | mgl di boe/g | 1.741 | 1.661 | 5 |
| 3.755 | Utile operativo proforma adjusted ⁽ᵃ⁾ | 4.116 | 5.867 | (30) | |
| 2.769 | - società consolidate | 3.027 | 4.641 | (35) | |
| 986 | - società partecipate rilevanti ⁽ᵇ⁾ | 1.089 | 1.226 | (11) | |
| Dettaglio per settore di attività | € milioni | ||||
| 3.320 | E&P | 3.320 | 3.831 | (13) | |
| 717 | Global Gas & LNG Portfolio (GGP) | 325 | 1.420 | (77) | |
| 168 | Enilive e Plenitude | 420 | 270 | 56 | |
| (87) | Refining, Chimica e Power | 44 | 223 | (80) | |
| (363) | Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento | 7 | 123 | (94) | |
| 3.189 | Utile netto ante imposte adjusted⁽ᵃ⁾ | 3.126 | 4.981 | (37) | |
| 1.662 | Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᶜ⁾ | 1.582 | 2.907 | (46) | |
| 0,50 | per azione - diluito (€) | 0,48 | 0,86 | ||
| 173 | Utile (perdita) netto⁽ᶜ⁾ | 1.211 | 2.388 | (49) | |
| 0,05 | per azione - diluito (€) | 0,37 | 0,70 | ||
| 3.606 | Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾ | 3.896 | 5.291 | (26) | |
| 4.175 | Flusso di cassa netto da attività operativa | 1.904 | 2.982 | (36) | |
| 2.433 | Investimenti organici⁽ᵈ⁾ | 1.990 | 2.214 | (10) | |
| 10.899 | Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 | 12.882 | 7.796 | 65 | |
| 53.644 | Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 55.109 | 55.553 | (1) | |
| 0,20 | Leverage ante lease liability ex IFRS 16 | 0,23 | 0,14 |
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure vedi pagine 20 e successive.
(b) Per le principali JV/collegate vedi "Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo" a pagina 25.
(c) Di competenza azionisti Eni.
(d) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
San Donato Milanese, 24 aprile 2024 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati consolidati del primo trimestre 2024 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato: "Nel primo trimestre 2024 abbiamo accelerato il processo di trasformazione del nostro portafoglio facendo leva sulle diverse piattaforme di crescita del valore, sia nei business tradizionali che in quelli legati alla transizione energetica. Grazie al perfezionamento dell'acquisizione di Neptune Energy e all'annunciata operazione di fusione delle attività UK con Ithaca Energy, rafforzeremo l'Upstream con una maggiore presenza nei paesi OCSE e crescente incidenza della produzione gas; inoltre, l'investimento del fondo EIP in Plenitude, ad un valore implicito di oltre €10 mld, conferma l'elevato potenziale del nostro segmento rinnovabili e retail.
Continuiamo a realizzare ottimi risultati operativi grazie alle nostre competenze distintive nell'esplorazione e nello sviluppo: la rilevante scoperta esplorativa in Costa d'Avorio aumenterà le opzioni di creazione di valore nel lungo termine in termini sia di risorse addizionali sia di possibile anticipata monetizzazione; il modello di sviluppo "accelerato" ha consentito di effettuare il primo carico di gas liquefatto dal progetto Congo LNG a distanza di appena un anno dalla decisione d'investimento. I risultati finanziari del trimestre sono stati eccellenti, con un forte contributo della E&P grazie all'incremento della produzione del 5% rispetto all'anno precedente e la continua crescita di Plenitude ed Enilive. I €4,1 mld di Ebit proforma adjusted del trimestre si traducono in €1,6 mld di profitti netti. Il flusso di cassa operativo al netto delle variazioni del circolante è stato di €3,9 mld, il doppio della spesa per investimenti organici, consentendoci di mantenere il leverage di 0,23 ben all'interno del nostro intervallo obiettivo, nonostante l'esborso per l'acquisizione di Neptune Energy.
Questi risultati, insieme all'esecuzione efficiente dei nostri programmi di crescita nell'upstream e di sviluppo profittevole dei business legati alla transizione energetica, nonché alla cattura delle fasi favorevoli dello scenario, segnano una traiettoria di superamento delle previsioni economico-finanziarie di budget. Sulla base del nostro scenario aggiornato, le nostre aspettative sono di un flusso di cassa operativo di oltre €14 mld e, in linea con la nostra politica di distribuzione, prevediamo di incrementare il piano 2024 di buy-back del 45% a €1,6 mld."
Highlight finanziari del primo trimestre 2024
Dal primo trimestre 2024 i risultati di Eni sono presentati secondo una modalità che meglio riflette la gestione industriale e la strategia di trasformazione del Gruppo. L'informativa finanziaria per settore di attività pone maggiore enfasi sulla misura di risultato dell'utile operativo proforma rettificato, "EBIT proforma adjusted"1, che incorpora l'EBIT in quota Eni delle joint venture JV/collegate. Enilive e Plenitude, i business dedicati alla decarbonizzazione della domanda retail, sono raggruppati in un segmento di reporting dedicato, anche al fine di evidenziarne la crescente importanza per il Gruppo.
- Lo scenario del primo trimestre 2024 è stato caratterizzato dalla flessione dei prezzi del gas naturale (circa -50% rispetto al primo trimestre 2023 la flessione del prezzo spot ai principali hub europei) che ha condizionato i risultati della nostra catena del valore del gas, mentre il prezzo del greggio di riferimento Brent ha registrato una sostanziale stabilità a 83 \$/bbl in media nel trimestre. I margini di raffinazione hanno evidenziato una ripresa rispetto al quarto trimestre 2023, tuttavia sono diminuiti rispetto al primo trimestre 2023. In tale scenario, Eni ha conseguito ottimi risultati con un EBIT proforma adjusted di €4,12 mld, un utile netto di €1,58 mld e un flusso di cassa a costi di rimpiazzo adjusted (prima delle variazioni del circolante) di €3,9 mld, indice di una robusta gestione industriale che poggia sulle capacità esecutive, la crescita, il valore degli attivi e la disciplina finanziaria.
- Nel primo trimestre 2024, E&P ha conseguito €3,32 mld di EBIT proforma adjusted grazie alla crescita della produzione (1,74 mln boe/g, +5% rispetto al primo trimestre 2023), trainata dall'entrata a regime di nuovi giacimenti e dall'acquisizione di Neptune Energy. Tale crescita e la costante attenzione all'efficienza, hanno consentito di conseguire risultati resilienti (in riduzione di appena il 13% rispetto al primo trimestre 2023), nonostante l'indebolimento dei prezzi di realizzo del gas naturale.
- Nel primo trimestre 2024, GGP ha conseguito €0,33 mld di EBIT proforma adjusted, in linea con le aspettative del management che scontavano minori opportunità di trading a causa della riduzione sia dei prezzi sia della volatilità rispetto all'anno precedente.
- Nel primo trimestre 2024, il nuovo settore di attività Enilive e Plenitude ha contribuito in maniera sostanziale ai risultati di Gruppo con €0,42 di EBIT proforma adjusted (circa +60% rispetto al primo trimestre 2023). Enilive ha conseguito €0,18 mld di EBIT proforma adjusted (+30%) grazie alle maggiori lavorazioni delle bioraffinerie e alla positiva performance dell'attività di commercializzazione. Plenitude ha registrato €0,24 mld di EBIT proforma adjusted, l'80% in più rispetto all'anno precedente, trainato dai maggiori margini delle commodity che hanno beneficiato di un favorevole scenario prezzi e dalla migliore performance del retail nei mercati internazionali nonché dall'entrata in esercizio di nuova capacità rinnovabile e relative produzioni.
Nel primo trimestre 2024, l'EBITDA proforma adjusted di Enilive di €0,25 mld (+27%) e l'EBITDA proforma adjusted di Plenitude di €0,35 mld (circa +50%) sono risultati entrambi in linea con le previsioni del management.
- Nel primo trimestre 2024, il business Refining ha registrato solidi risultati, con €0,2 mld di EBIT proforma adjusted sostenuto da remunerativi margini di raffinazione e dall'affidabilità degli impianti in Europa. Il business della Chimica gestito da Versalis ha conseguito una perdita operativa proforma adjusted di €0,17 mld a causa delle avverse condizioni macroeconomiche e degli svantaggi di costo degli impianti europei rispetto ad altre geografie. Tuttavia, la costante attenzione a ottimizzare i costi ha consentito di migliorare il risultato di circa €70 mln su base sequenziale.
- L'utile netto adjusted del primo trimestre 2024 è stato di €1,58 mld con un tax rate consolidato di circa il 49%.
Risultati proforma adjusted
| (€ milioni) | di cui: | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| I trimestre 2024 | consolidato di Risultato Gruppo |
Partecipazioni rilevanti |
Gruppo consolidato Proforma di |
Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Enilive e Plenitude | Refining, Chimica e Power |
| Utile (perdita) operativo adjusted | 3.027 | 1.089 | 4.116 | 3.320 | 325 | 420 | 44 |
| Oneri finanziari e imposte | (1.740) | (778) | (2.518) | (2.190) | (121) | (132) | (11) |
| Utile netto delle società partecipate rilevanti | 311 | 311 | |||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 1.598 | 1.598 | 1.130 | 204 | 288 | 33 | |
| di cui: | |||||||
| - utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi | 16 | 16 | |||||
| - utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 1.582 | 1.582 |
1 Per la riconciliazione di tali misure di risultato non previste dai principi contabili internazionali "Non-GAAP measures" con le corrispondenti misure calcolate in osservanza dei GAAP, v. pagine 20 e successive. Per le principali JV/collegate si veda pagina 25.
- Nel primo trimestre 2024 il flusso di cassa netto da attività operativa al costo di rimpiazzo adjusted (prima delle variazioni del capitale circolante) è stato di €3,9 mld, superiore ai fabbisogni per gli investimenti organici pari a €2 mld, generando pertanto un flusso di cassa disponibile su base organica (free cash flow) di €1,9 mld. Il free cash flow è stato utilizzato per remunerare gli azionisti attraverso il pagamento dei dividendi e il riacquisto di azioni (€1,2 mld complessivamente) e per finanziare l'acquisizione strategica di Neptune Energy Group (€2,3 mld) e di asset del business rinnovabili in USA (€0,2 mld), al netto dei proventi dalla cessione della quota minoritaria del 7,6% di Plenitude al fondo EIP (circa €0,6 mld) e di asset non strategici nella E&P (€0,2 mld).
- L'indebitamento finanziario netto ex-IFRS 16 al 31 marzo 2024 è pari a €12,9 mld; il leverage è pari a 0,23.
- A marzo 2024 è stata distribuita la terza delle quattro tranche del dividendo relativo all'esercizio 2023 pari a €0,24 per azione per un totale di €0,8 mld. La quarta tranche del dividendo 2023 di €0,23 per azione è prevista in pagamento il prossimo 22 maggio.
- Al 5 marzo 2024, il programma di buy-back 2023 è stato concluso con l'acquisto, nel periodo maggio '23 marzo '24, di 153,5 mln di azioni proprie per un costo complessivo di €2.200 mln (€24,5 mln di azioni, pari a €363 mln nel primo trimestre 2024).
Principali sviluppi di business
Exploration & Production
- In data 23 aprile 2024, Eni ha raggiunto un accordo per aggregare i propri asset di esplorazione e produzione situati in UK, esclusi quelli situati nell'East Irish Sea e quelli legati ai progetti CCUS, agli asset di Ithaca Energy, compiendo un passo strategico nel rafforzamento significativo della propria presenza nello UK Continental Shelf. A fronte di tale aggregazione Eni UK riceverà nuove azioni ordinarie del capitale sociale di Ithaca in modo che, al completamento dell'operazione, Eni UK deterrà una partecipazione pari al 38,5% del capitale sociale di Ithaca. L'operazione avrà efficacia a partire dal 30 giugno 2024, con completamento previsto nel terzo trimestre 2024, subordinatamente al rilascio delle necessarie autorizzazioni regolatorie e di altre condizioni tipiche per operazioni di questa natura. L'operazione permetterà di creare sin da subito un Gruppo aggregato più ampio e più solido, con una produzione nel 2024 superiore ai 100.000 boe/g e un potenziale di crescita organica della produzione unrisked fino a 150.000 boe/g a partire dall'inizio del prossimo decennio. L'operazione replica il successo delle precedenti business combination effettuate da Eni in ambito upstream, in applicazione del proprio modello di business satellitare distintivo.
- Nel primo trimestre 2024 la produzione di idrocarburi è aumentata del 5% a 1,74 mln di boe/g per effetto dell'acquisizione di Neptune Energy, incluse le attività in Norvegia acquisite da Vår Energi, dell'entrata a regime del progetto Baleine in Costa d'Avorio e del Mozambico.
- Nel primo trimestre 2024 l'attività esplorativa ha ottenuto nuovamente eccellenti risultati con 435 mln di boe di nuove risorse, grazie alla scoperta di Calao nel blocco CI-205 (Eni 90%) al largo della Costa d'Avorio e all'estensione della scoperta di Cronos nel Blocco 6 operato, al largo di Cipro.
- La business combination con Neptune Energy, d'intesa con la collegata Vår Energi, completata nel gennaio 2024, è caratterizzata da un eccezionale disegno strategico e operativo, grazie alla complementarietà con il portafoglio Eni di asset e di presenze geografiche, rafforzando la posizione del Gruppo in paesi chiave quali Indonesia, Algeria e Regno Unito ed è coerente con i nostri piani di crescita del business del gas naturale al fine di approvvigionare i mercati e i clienti con energia affidabile, competitiva e a contenute emissioni.
- A febbraio, un anno dopo la decisione finale di investimento, il progetto Congo FLNG ha avviato le consegne di GNL ai mercati internazionali, rendendo la Repubblica del Congo un nuovo esportatore nel panorama globale di questo combustibile.
- Nel mese di marzo, in linea con la strategia di Eni di valorizzazione e razionalizzazione del portafoglio upstream, è stata finalizzata la cessione a Perenco delle partecipazioni di Eni in diversi permessi di produzione in Congo.
Enilive e Plenitude
- A gennaio, Enilive e LG Chem sulla base dell'accordo preliminare di settembre 2023, hanno firmato un accordo di joint venture che rappresenta un ulteriore passo avanti verso la decisione finale di investimento per la costruzione di una nuova bioraffineria in Corea del Sud. L'obiettivo è di completare l'impianto entro il 2026 e trattare circa 400mila tonnellate/anno di materie prime biogeniche utilizzando la tecnologia Ecofining™ di Eni.
- A gennaio, firmata una Lettera d'Intenti tra Enilive e Ryanair per una fornitura a lungo termine di carburante sostenibile per l'aviazione in alcuni aeroporti in Italia in cui opera la compagnia aerea. Questo accordo consentirà a Ryanair di avere accesso a fino a 100 mila tonnellate di Sustainable Aviation Fuel (SAF) tra il 2025 e il 2030.
- Una terza bioraffineria in Italia sarà realizzata a Livorno con una capacità prevista di 500 mila tonnellate/anno di HVO diesel, VVO nafta e bio-GPL attraverso la riconfigurazione dell'hub esistente e avvio atteso nel 2026.
- A febbraio, Plenitude ha avviato le operazioni presso l'impianto fotovoltaico di Ravenna Ponticelle, con una capacità installata di 6 MW.
- A marzo, Plenitude ed Energy Infrastructure Partners (EIP) hanno finalizzato l'accordo per l'ingresso di EIP nel capitale sociale di Plenitude attraverso un aumento di capitale riservato di circa €0,6 mld pari a circa il 7,6% del capitale sociale della società.
- A marzo, Eni ha firmato un accordo con Fincantieri e RINA, multinazionale di ispezione, certificazione e consulenza ingegneristica, per sviluppare iniziative per la transizione energetica, mirando alla decarbonizzazione del settore marittimo.
- Ad aprile, è stata avviata la costruzione del parco fotovoltaico di Renopool in Spagna, con una capacità di generazione progettuale di 330 MW, la più grande unità fotovoltaica mai realizzata dalla società. L'installazione fotovoltaica genererà 660 GWh all'anno e includerà sette impianti fotovoltaici e una sottostazione elettrica.
Refining, Chimica e Power
- La raffinazione prosegue il processo di decarbonizzazione con la decisione finale di investimento per convertire l'impianto tradizionale di Livorno in una bioraffineria seguendo lo stesso modello di successo adottato a Gela e a Venezia. Lo start-up delle nuove linee di bioraffinazione è atteso per il 2026 e il polo sarà trasferito a Enilive. Il progetto è in attesa di autorizzazioni ufficiali e include la costruzione di un'unità di pretrattamento di materie prime biogeniche, un impianto Ecofining™ e una struttura per la produzione di idrogeno dal gas naturale.
- Ad aprile, Versalis ha perfezionato l'acquisizione del 100% di Tecnofilm S.p.A., azienda specializzata nel settore compounding. L'operazione è in linea con la strategia di Versalis volta a rafforzare la quota di mercato nei segmenti ad alto valore aggiunto.
Decarbonizzazione, Sostenibilità e Tecnologia
- A gennaio, Eni ha avviato la realizzazione di un nuovo sistema di elaborazione dati, HPC6, con l'obiettivo di aumentare significativamente la capacità di calcolo dagli attuali 70 PFlops/s a oltre 600 PFlops/s. Una volta completato, HPC6 sarà uno dei più potenti supercomputer al mondo dedicati alle applicazioni industriali, rafforzando la leadership di Eni nel calcolo industriale ad alte prestazioni e consolidando la sua posizione di azienda high-tech a supporto della transizione energetica.
- A marzo, Eni ha ricevuto l'autorizzazione, in forma di un Development Consent Order (DCO), dal Dipartimento per la Sicurezza Energetica e Net Zero (DESNZ) del Regno Unito per la costruzione, messa in opera e riconversione dell'infrastruttura HyNet North West relativa al trasporto e stoccaggio di CO2 nell'ambito del progetto HyNet CCS cluster.
- A marzo, Eni ha rinnovato la propria adesione alla MIT Energy Initiative (MITEI), in qualità di Membro Fondatore fino alla fine del 2027, proseguendo nel proprio impegno per la ricerca nel campo delle energie low carbon. L'accordo conferma il ruolo centrale che Eni assegna all'innovazione e alla ricerca come driver per il raggiungimento degli obiettivi di breve, medio e lungo periodo nella strategia di decarbonizzazione della società.
Outlook 2024
Il Gruppo ha aggiornato le seguenti previsioni operative e finanziarie per l'esercizio 2024 come di seguito descritto:
- E&P: la produzione annua di idrocarburi è confermata in un intervallo di 1,69 -1,71 mln di boe/g assumendo un prezzo del Brent rivisto a 86 \$/bbl.
- GGP: confermata la previsione di EBIT proforma adjusted di €0,8 mld.
- Enilive e Plenitude:
- confermata la previsione di EBITDA proforma adjusted di €1 mld per ciascun business;
- capacità installata di energia rinnovabile prevista a 4 GW a fine 2024, più circa 2 GW di progetti organici in costruzione.
- Risultati consolidati: allo scenario aggiornato2, le previsioni annuali di EBIT proforma adjusted e di flusso di cassa adjusted prima della variazione del circolante sono riviste al rialzo a oltre €14 mld.
- Investimenti organici: attesi a circa €9 mld in linea con la previsione originaria. Includendo gli attesi sviluppi del piano di dismissioni, gli investimenti al netto degli incassi sono attesi nell'intervallo €7 - 8 mld, confermando la previsione originaria.
- Remunerazione degli Azionisti: piano di acquisto di azioni proprie è adesso previsto in rialzo a €1,6 mld con un incremento del 45% rispetto a €1,1 mld comunicato nel Capital Market Update di marzo. Questa variazione è in linea con la politica di remunerazione che attribuisce il 30-35% del flusso di cassa da attività operativa3 attraverso dividendi e buyback e che prevede di destinare all'acquisto di azioni proprie fino al 60% dei flussi di cassa incrementali rispetto alle previsioni del management, e soggetta all'approvazione dell'Assemblea degli Azionisti il prossimo 15 maggio 2024 di un piano di acquisto fino a €3,5 mld. L'Assemblea degli Azionisti è attesa approvare anche il dividendo 2024 di €1 per azione, che rappresenta un aumento del 6% rispetto al 2023, con pagamento in quattro tranche a partire da settembre 2024.
- Prossimo dividendo trimestrale: come deliberato dal Consiglio di Amministrazione il 4 aprile 2024, l'ultima rata trimestrale del dividendo 2023 di €0,23 per azione sarà pagata il 22 maggio 2024, con stacco cedola il 20 maggio 2024.
Le prospettive e gli obiettivi sopra descritti sono dichiarazioni previsionali basate sulle informazioni ad oggi disponibili e sulle valutazioni del management e sono soggette ai potenziali rischi e incertezze dello scenario e ad altri fattori (v. disclaimer a pagina 19).
2 Lo scenario aggiornato 2024 è: Brent 86 \$/barile (precedentemente 80 \$/barile); margine SERM 6,8 \$/barile da 6,6 \$/barile; prezzo spot del gas PSV 33 €/MWh (da 31 €/MWh); tasso di cambio medio EUR/USD 1,075 (da 1,08).
3 Su base adjusted, prima della variazione del capitale circolante.
Analisi per segmento di business
Exploration & Production
Produzione e prezzi
| IV Trim. | I Trim. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2024 | 2023 | var % | ||
| Produzioni | |||||
| 781 | Petrolio | mgl di barili/g | 797 | 780 | 2 |
| 137 | Gas naturale | mln di metri cubi/g | 140 | 130 | 8 |
| 1.708 | Idrocarburi | mgl di boe/g | 1.741 | 1.661 | 5 |
| Prezzi medi di realizzo ⁽ᵃ⁾ | |||||
| 77,53 | Petrolio | \$/barile | 74,53 | 72,86 | 2 |
| 255 | Gas naturale | \$/mgl di metri cubi | 249 | 285 | (13) |
| 57,48 | Idrocarburi | \$/boe | 54,16 | 57,06 | (5) |
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
- Nel primo trimestre 2024 la produzione media di idrocarburi è stata di 1,74 milioni di boe/giorno in aumento del 5% rispetto al primo trimestre '23. La produzione è stata sostenuta dall'acquisizione di Neptune (circa 120 mila boe/g), dall'entrata a regime del progetto Baleine in Costa d'Avorio e del Mozambico. Questi aumenti sono stati in parte impattati dalla minore produzione dovuta al declino dei campi maturi. Nel confronto sequenziale, la produzione è in aumento di circa il 2% per gli stessi driver descritti in precedenza.
- La produzione di petrolio è stata di 797 mila barili/g nel primo trimestre 2024, in aumento del 2% rispetto al primo trimestre 2023, principalmente per effetto dell'acquisizione di Neptune e la crescita in Costa d'Avorio, in parte compensate dal declino dei campi maturi.
- La produzione di gas naturale è stata di 140 mln di metri cubi/g nel quarto trimestre 2024, in aumento dell'8% rispetto al primo trimestre 2023 principalmente per effetto dell'acquisizione di Neptune e del ramp-up del progetto Coral Floating LNG, in parte compensate dal declino dei campi maturi.
- I prezzi di realizzo dei liquidi registrano un andamento sostanzialmente in linea con il benchmark. I prezzi di realizzo del gas naturale riflettono la composizione del portafoglio di produzione, con circa il 15% direttamente indicizzato ai prezzi degli hub europei.
Risultati
| IV Trim. | I Trim. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var % | |
| 3.320 | Utile operativo proforma adjusted | 3.320 | 3.831 | (13) | |
| 889 | di cui: società partecipate rilevanti | 992 | 1.025 | (3) | |
| 1.463 | Utile (perdita) operativo delle società consolidate | 2.219 | 2.720 | (18) | |
| 968 | Esclusione special items | 109 | 86 | 27 | |
| 2.431 | Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate | 2.328 | 2.806 | (17) | |
| 2.871 | Utile (perdita) ante imposte adjusted | 2.480 | 3.076 | (19) | |
| 50,4 | tax rate (%) | 54,4 | 49,9 | ||
| 1.423 | Utile (perdita) netto adjusted | 1.130 | 1.540 | (27) | |
| I risultati includono: | |||||
| 331 | Costi di ricerca esplorativa: | 71 | 73 | (3) | |
| 40 | - costi di prospezioni, studi geologici e geofisici | 41 | 57 | ||
| 291 | - radiazione di pozzi di insuccesso | 30 | 16 | ||
| 1.809 | Investimenti tecnici | 1.565 | 1.784 | (12) |
• Nel primo trimestre '24 il settore Exploration & Production ha registrato l'EBIT proforma adjusted di €3.320 mln che evidenzia con una riduzione di appena il 13% rispetto al primo trimestre '23, l'ottima tenuta del business. Il confronto con il primo trimestre 2023 risente della flessione dei prezzi del gas in tutte le aree geografiche, con la conseguente ricaduta sui prezzi di realizzo della produzione indicizzati ai mercati spot, in particolare in Europa, nonché dell'apprezzamento del tasso di cambio EUR/USD (+1%). Tali effetti negativi sono stati in parte assorbiti dai maggiori prezzi del petrolio in dollari (marker Brent +2% nel trimestre), dalla crescita della produzione e dalle azioni di efficienza.
- Nel primo trimestre '24, il settore ha registrato un utile netto adjusted di €1.130 mln, con un calo di circa il 27% rispetto al primo trimestre '23 principalmente a causa del debole scenario.
- Nel primo trimestre '24 il tax rate aumenta di 4,5 punti percentuali rispetto al periodo di confronto per effetto: (i) dell'impatto della riduzione dei prezzi del gas; e (ii) di un meno favorevole mix geografico dei profitti (incremento incidenza sull'ante imposte dei paesi a maggiore fiscalità).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo "Special item" nella sezione Risultati di gruppo.
Global Gas & LNG Portfolio
Vendite
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2024 | 2023 | var % | |
| 41 | Prezzo spot del Gas Italia al PSV €/MWh |
29 | 57 | (49) |
| 41 | TTF | 27 | 54 | (49) |
| 0 | Spread PSV vs. TTF | 2 | 3 | (44) |
| Vendite di gas naturale mld di metri cubi |
||||
| 6,58 | Italia | 7,69 | 7,10 | 8 |
| 6,50 | Resto d'Europa | 6,79 | 7,22 | (6) |
| 0,60 | di cui: Importatori in Italia | 0,42 | 0,62 | (32) |
| 5,90 | Mercati europei | 6,37 | 6,60 | (3) |
| 0,53 | Resto del Mondo | 0,97 | 0,52 | 87 |
| 13,61 | Totale vendite gas ⁽ᵃ⁾ | 15,45 | 14,84 | 4 |
| 2,4 | di cui: vendite di GNL | 2,7 | 2,7 |
(a) Include vendite intercompany.
• Nel primo trimestre 2024 le vendite di gas naturale di 15,45 mld di metri cubi sono aumentate del 4% rispetto allo stesso periodo del 2023, in particolare grazie alle maggiori vendite in Italia (+8%). Nei mercati esteri i volumi di gas sono sostanzialmente invariati rispetto al primo trimestre 2023, le maggiori vendite nella Penisola Iberica e Germania sono state compensate dai minori volumi commercializzati in Turchia e Francia.
Risultati
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var % |
| 717 | Utile operativo proforma adjusted | 325 | 1.420 | (77) |
| 40 | di cui: società partecipate rilevanti | 32 | 48 | (33) |
| 1.293 | Utile (perdita) operativo delle società consolidate | (110) | 275 | |
| (616) | Esclusione special item | 403 | 1.097 | (63) |
| 677 | Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate | 293 | 1.372 | (79) |
| 692 | Utile (perdita) ante imposte adjusted | 299 | 1.384 | (78) |
| 29 | tax rate (%) | 32 | 28 | |
| 491 | Utile (perdita) netto adjusted | 204 | 999 | (80) |
| 6 | Investimenti tecnici | 1 |
• Nel primo trimestre 2024 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito un EBIT proforma adjusted di €325 mln, includendo il margine operativo delle società all'equity, principalmente SeaCorridor. La significativa riduzione rispetto al primo trimestre 2023 è conseguenza di uno scenario prezzi significativamente meno positivo (PSV e TTF in riduzione di circa il 50% rispetto al primo trimestre del 2023) e della ridotta volatilità, che hanno condizionato le attività di trading e di ottimizzazione.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo "Special item" nella sezione Risultati di gruppo.
Enilive e Plenitude
Produzioni e vendite
| IV Trim. | I Trim. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2024 | 2023 | var % | ||
| Enilive | |||||
| 265 | Lavorazioni bio | mgl ton | 352 | 136 | 159 |
| 72 | Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio ⁽ᵃ⁾ | % | 94 | 59 | |
| 1,86 | Vendite rete in Europa | mln ton | 1,78 | 1,75 | 2 |
| 1,32 | di cui: Italia | 1,26 | 1,25 | 1 | |
| 21,7 | Quota mercato rete Italia | % | 21,4 | 21,4 | |
| 2,06 | Vendite extrarete in Europa | mln ton | 1,88 | 1,83 | 3 |
| 1,58 | di cui: Italia | 1,45 | 1,42 | 2 | |
| Plenitude | |||||
| 10,1 | Clienti retail/business a fine periodo | mln pdf | 10,1 | 10,1 | |
| 1,74 | Vendite retail e business gas | mld di metri cubi | 2,56 | 2,91 | (12) |
| 4,60 | Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali | terawattora | 4,64 | 4,62 | |
| 3,0 | Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo | gigawatt | 3,0 | 2,3 | 30 |
| 0,99 | Produzione di energia da fonti rinnovabili | terawattora | 1,11 | 0,99 | 12 |
| 19,0 | Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo | migliaia | 19,6 | 14,7 | 33 |
(a) Ricalcolato sulla base della capacità effettiva dell'impianto.
Enilive
- Nel primo trimestre 2024 i volumi di lavorazione bio pari a 352 mila tonnellate sono più che raddoppiati rispetto all'analogo periodo del 2023 ed hanno beneficiato del contributo della bioraffineria di Chalmette e dei maggiori volumi lavorati presso le bioraffinerie di Gela e di Venezia trainati dalla maggiore disponibilità dell'impianto presso Gela e dalla continua ottimizzazione Ecofining™ presso Venezia.
- Le vendite rete Europa ammontano a 1,78 milioni di tonnellate nel primo trimestre 2024, in aumento del 2% rispetto al periodo di confronto, per le maggiori vendite di benzine a seguito dell'incremento dei consumi. Le vendite in Italia sono state sostanzialmente in linea.
- Le vendite extrarete Europa sono pari a 1,88 milioni di tonnellate nel primo trimestre 2024, in aumento del 3% rispetto al 2023, a seguito di maggiori vendite di jet fuel, principalmente in Italia.
Plenitude
- Al 31 marzo 2024, i clienti retail/business ammontano a 10,1 mln (gas ed energia elettrica), in linea rispetto al 31 marzo 2023.
- Le vendite retail e business di gas pari a 2,56 mld di metri cubi nel primo trimestre 2024, sono in calo del 12% rispetto allo stesso periodo del 2023, principalmente a causa della riduzione della domanda di mercato che riflette anche le più miti condizioni climatiche.
- Le vendite retail e business di energia elettrica ai clienti finali pari a 4,64 TWh nel primo trimestre 2024 sono sostanzialmente in linea rispetto allo stesso periodo del 2023.
- Al 31 marzo 2024, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 3 GW, in aumento di circa 0,7 GW rispetto al 31 marzo 2023, principalmente grazie alle acquisizioni effettuate negli Stati Uniti e in Spagna e allo sviluppo organico dei progetti in Italia, Spagna, Kazakhstan e Regno Unito.
- La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 1,11 TWh nel primo trimestre 2024, in aumento del 12% rispetto al primo trimestre 2023, principalmente grazie al positivo contributo degli asset e all'entrata in esercizio dei progetti sviluppati organicamente.
- I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 31 marzo 2024 sono pari a 19,6 migliaia di unità, in aumento del 33% rispetto alle 14,7 migliaia di unità al 31 marzo 2023.
Risultati
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var % |
| 354 | EBITDA proforma adjusted | 596 | 430 | 39 |
| 181 | - Enilive | 250 | 197 | 27 |
| 173 | - Plenitude | 346 | 233 | 48 |
| 168 | Utile operativo proforma adjusted | 420 | 270 | 56 |
| 98 | - Enilive | 178 | 138 | 29 |
| (19) | di cui: società partecipate rilevanti | (3) | ||
| 70 | - Plenitude | 242 | 132 | 83 |
| (258) | Utile (perdita) operativo delle società consolidate | 591 | (198) | |
| 445 | Esclusione special item | (164) | 468 | |
| 187 | Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate | 427 | 270 | 58 |
| 155 | Utile (perdita) ante imposte adjusted | 405 | 259 | 56 |
| 34 | tax rate (%) | 29 | 29 | |
| 102 | Utile (perdita) netto adjusted | 288 | 184 | 57 |
| 472 | Investimenti tecnici | 205 | 176 | 16 |
• Nel primo trimestre 2024 il business Enilive ha conseguito l'EBIT proforma adjusted di €178 mln, in aumento del 29% rispetto al primo trimestre 2023, riflettendo il miglioramento della performance underlying derivante dall'ottimizzazione degli asset. Nella bioraffinazione, raddoppiate le lavorazioni grazie alla nuova capacità e ai maggiori tassi di utilizzo degli impianti, nonchè alla massimizzazione del pretrattamento di materie prime competitive che hanno più che compensato la pressione sui margini a seguito del prezzo spot HVO in Europa e dei minori costi delle certificazioni RIN (Renewable Identification Number) nel Nord America. I solidi risultati del Marketing hanno beneficiato della maggior domanda, in particolare nel segmento extrarete (jet fuel e gasolio) e della valorizzazione del mercato captive.
Il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a €250 mln, in aumento del 27% rispetto al primo trimestre 2023 (€197 mln) confermando la previsione annua di €1 mld. Enilive è ben posizionata per capitalizzare l'aumento atteso della domanda nella seconda metà del 2024, sostenuta da nuovi obblighi normativi nei Paesi Bassi e dal potenziale impatto del Regolamento Europeo anti-dumping, nonché dalla più stringente policy in California.
• Nel primo trimestre 2024 Plenitude ha conseguito l'EBIT proforma adjusted di €242 mln, in aumento dell'83% rispetto al primo trimestre 2023, grazie ai maggiori margini retail, sostenuti dalla minore volatilità dello scenario, e dal miglioramento della performance nei mercati internazionali, nonché l'entrata in esercizio di capacità rinnovabile e i relativi volumi.
Il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a €346 mln, in aumento del 48% rispetto al primo trimestre 2023 (€233 mln).
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo "Special items" nella sezione Risultati di gruppo.
Refining, Chimica e Power
Produzioni e vendite
| IV Trim. | I Trim. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2024 | 2023 | var % | ||
| Refining | |||||
| 4,3 | Standard Eni Refining Margin (SERM) ⁽ᵃ⁾ | \$/barile | 8,7 | 11,0 | (21) |
| 4,30 | Lavorazioni in conto proprio Italia | mln ton | 4,08 | 4,24 | (4) |
| 2,62 | Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo | 2,31 | 2,47 | (6) | |
| 6,92 | Totale lavorazioni in conto proprio | 6,39 | 6,71 | (5) | |
| 78 | Tasso utilizzo impianti di raffinazione | % | 81 | 77 | |
| Chimica | |||||
| 0,8 | Vendite prodotti chimici | mln ton | 0,9 | 0,8 | 12 |
| 48 | Tasso utilizzo impianti | % | 57 | 52 | |
| Power | |||||
| 5,14 | Produzione termoelettrica | terawattora | 5,05 | 5,27 | (4) |
(a) Dal 1° gennaio 2024 il margine indicatore è calcolato con una metodologia aggiornata che riflette il nuovo assetto industriale, legato essenzialmente alla trasformazione del sito di Livorno e alle azioni di ottimizzazioni delle utilities, nonché le dinamiche evolutive del mercato dei greggi, incorporando una selezione sia ad alto che a basso tenore di zolfo.
Refining
- Nel primo trimestre 2024 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in media a 8,7 \$/barile, rispetto a 11 \$/barile nel primo trimestre 2023, dovuto ai minori crack spread dei prodotti.
- Nel primo trimestre 2024 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 4,08 mln di tonnellate, sono in riduzione del 4% rispetto al primo trimestre 2023 per effetto dei minori volumi lavorati presso la raffineria di Livorno, a seguito del nuovo assetto industriale. Nel resto del mondo, le lavorazioni sono in diminuzione del 6% rispetto al primo trimestre 2023, a causa dei minori volumi processati presso la raffineria di Adnoc a seguito delle fermate programmate.
Chimica
- Le vendite di prodotti chimici nel primo trimestre 2024 pari a 0,9 mln di tonnellate, sono in aumento rispetto al periodo di confronto grazie ai maggiori volumi venduti di intermedi.
- Nel primo trimestre 2024 il margine del cracker è in calo rispetto allo stesso periodo del 2023. Anche i margini sul polietilene e sugli stirenici hanno riportato una riduzione rispetto al primo trimestre 2023, a seguito dei ridotti prezzi delle commodity e delle dinamiche competitive.
Power
• La produzione termoelettrica è stata pari a 5,05 TWh nel primo trimestre 2024, in riduzione del 4% rispetto al periodo di confronto, a causa dello scenario negativo.
Risultati
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var % |
| (87) | Utile operativo proforma adjusted | 44 | 223 | (80) |
| 109 | - Refining | 184 | 278 | (34) |
| 76 | di cui: società partecipate rilevanti | 72 | 153 | (53) |
| (237) | - Chimica | (168) | (109) | (54) |
| 41 | - Power | 28 | 54 | (48) |
| (1.423) | Utile (perdita) operativo delle società consolidate | 152 | (380) | |
| 365 | Esclusione (utile) perdita di magazzino | (262) | 338 | |
| 895 | Esclusione special item | 82 | 112 | |
| (163) | Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate | (28) | 70 | |
| (80) | Utile (perdita) ante imposte adjusted | 21 | 224 | (91) |
| 80 | tax rate (%) | 24 | ||
| (16) | Utile (perdita) netto adjusted | 33 | 171 | (81) |
| 242 | Investimenti tecnici | 111 | 111 |
- Nel primo trimestre 2024 il business Refining ha conseguito l'EBIT proforma adjusted di €184 mln, in riduzione del 34% rispetto al primo trimestre 2023 a causa dei minori margini di raffinazione in tutte le geografie e delle minori lavorazioni. Il risultato include il contributo di Adnoc R>.
- Nel primo trimestre 2024 il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma adjusted pari a €168 mln, in aumento rispetto al primo trimestre 2023. Tale risultato riflette il calo della domanda in tutti i segmenti di business dovuto al rallentamento macroeconomico e ai maggiori costi di produzione in Europa che hanno ridotto la competitività delle produzioni di Versalis rispetto ai competitors americani ed asiatici in un contesto di eccesso di offerta.
- Nel primo trimestre 2024 il business Power di produzione di energia elettrica da impianti a gas ha riportato l'EBIT proforma adjusted di €28 mln, in riduzione del 48% rispetto al primo trimestre 2023, a causa della riduzione dello scenario prezzi dell'energia e al calo della domanda da parte del Transmission Operator System (TSO) nell'ambito del mercato dei servizi ancillari.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo "Special items" nella sezione Risultati di gruppo.
Risultati consolidati e proforma di Gruppo
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var % |
| 24.622 | Ricavi della gestione caratteristica | 22.936 | 27.185 | (16) |
| 856 | Utile (perdita) operativo | 2.670 | 2.513 | 6 |
| 203 | Eliminazione (utile) perdita di magazzino | (56) | 357 | |
| 1.710 | Esclusione special item ⁽ᵃ⁾ | 413 | 1.771 | |
| 2.769 | Utile (perdita) operativo adjusted | 3.027 | 4.641 | (35) |
| 986 | Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti | 1.089 | 1.226 | (11) |
| 3.755 | Utile operativo proforma adjusted | 4.116 | 5.867 | (30) |
| 3.320 | E&P | 3.320 | 3.831 | (13) |
| 717 | Global Gas & LNG Portfolio (GGP) | 325 | 1.420 | (77) |
| 168 | Enilive e Plenitude | 420 | 270 | 56 |
| (87) | Refining, Chemicals and Power | 44 | 223 | (80) |
| (363) | Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento (p ) p j g p |
7 | 123 | (94) |
| 3.189 | Utile (perdita) ante imposte adjusted | 3.126 | 4.981 | (37) |
| 1.682 | Utile (perdita) netto adjusted | 1.598 | 2.926 | (45) |
| 204 | Utile (perdita) netto | 1.237 | 2.407 | (49) |
| 173 | Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 1.211 | 2.388 | (49) |
| 143 | Eliminazione (utile) perdita di magazzino | (41) | 255 | |
| 1.346 | Esclusione special item ⁽ᵃ⁾ | 412 | 264 | |
| 1.662 | Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 1.582 | 2.907 | (46) |
(a) Per maggiori informazioni v. tabella "Analisi degli special item".
- Nel primo trimestre 2024 il Gruppo ha conseguito l'EBIT proforma adjusted di €4.116 mln con una riduzione del 30% rispetto al primo trimestre 2023 a seguito del minor risultato conseguito da GGP (in riduzione del 77% a €325 mln) dovuto alle straordinarie condizioni di mercato che hanno caratterizzato il trimestre di confronto, e del risultato del business E&P (in riduzione del 13% a €3.320 mln) per effetto della flessione del prezzo del gas naturale. I risultati sono stati condizionati anche dal minor utile del settore Refining, Chimica e Power (in riduzione di €179 mln) causato dai minori margini di raffinazione a livello internazionale e dalla flessione dei margini dei prodotti petrolchimici. Questi impatti negativi sono stati in parte compensati dalla performance di Enilive e Plenitude (in aumento del 56% a €420 mln) a seguito del positivo andamento nei mercati retail dei carburanti e dell'energia, dell'entrata a regime di nuova capacità rinnovabile e dei relativi volumi di produzione.
- Nel primo trimestre 2024 l'utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è stato di €1.582 mln in riduzione di €1.325 mln rispetto al primo trimestre 2023 (-46%) per effetto del minor utile operativo e dei minori risultati delle partecipate che riflettono il deterioramento dello scenario del gas naturale e dei prodotti.
- Tax rate consolidato: il tax rate consolidato adjusted del primo trimestre 2024 è aumentato di circa 8 punti percentuali rispetto al primo trimestre 2023 (circa 49%), a seguito di un mix dei profitti per aree geografiche e per settore di attività meno favorevole (in termini di aumento della quota di reddito imponibile nei Paesi con un'aliquota fiscale più elevata, che riflette una riduzione dell'utile imponibile delle controllate italiane) e dell'impatto del calo dei prezzi del gas nell'Exploration & Production.
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var. ass. |
| 204 | Utile (perdita) netto | 1.237 | 2.407 | (1.170) |
| Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: | ||||
| 3.263 | - ammortamenti e altre componenti non monetarie | 1.908 | 1.171 | 737 |
| (12) | - plusvalenze nette su cessioni di attività | (19) | (408) | 389 |
| 973 | - dividendi, interessi e imposte | 1.709 | 1.302 | 407 |
| 657 | Variazione del capitale di esercizio | (1.865) | (293) | (1.572) |
| 573 | Dividendi incassati da partecipate | 558 | 560 | (2) |
| (1.516) | Imposte pagate | (1.336) | (1.540) | 204 |
| 33 | Interessi (pagati) incassati | (288) | (217) | (71) |
| 4.175 | Flusso di cassa netto da attività operativa | 1.904 | 2.982 | (1.078) |
| (2.666) | Investimenti tecnici | (1.931) | (2.119) | 188 |
| (722) | Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda | (1.761) | (645) | (1.116) |
| 56 | Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni | 228 | 445 | (217) |
| (369) | Altre variazioni relative all'attività di investimento ⁽ᵃ⁾ | 81 | (212) | 293 |
| 474 | Free cash flow | (1.479) | 451 | (1.930) |
| 1.173 | Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa ⁽ᵃ⁾ | (131) | 752 | (883) |
| 963 | Variazione debiti finanziari correnti e non correnti | 1.116 | (139) | 1.255 |
| (293) | Rimborso di passività per beni in leasing | (309) | (247) | (62) |
| (1.547) (51) |
Flusso di cassa del capitale proprio Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue |
(578) (39) |
(781) (39) |
203 |
| (87) | Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità | 16 | (32) | 48 |
| 632 | VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA' LIQUIDE ED EQUIVALENTI | (1.404) | (35) | (1.369) |
| 3.606 | Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted | 3.896 | 5.291 | (1.395) |
| IV Trim. | I Trim. | |||
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var. ass. |
| 474 | Free cash flow | (1.479) | 451 | (1.930) |
| (293) | Rimborso di passività per beni in leasing | (309) | (247) | (62) |
| (234) | Debiti e crediti finanziari società acquisite | (787) | (787) | |
| Debiti e crediti finanziari società disinvestite | (147) | 147 | ||
| (569) | Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni ⁽ᵇ⁾ | (130) | (7) | (123) |
| (1.547) | Flusso di cassa del capitale proprio | (578) | (781) | 203 |
| (51) | Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue | (39) | (39) | |
| (2.220) | VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA' PER LEASING | (3.322) | (770) | (2.552) |
| 293 | Rimborsi lease liability | 309 | 247 | 62 |
| (730) | Accensioni del periodo e altre variazioni | (387) | (134) | (253) |
| (2.657) | VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA' PER LEASING | (3.400) | (657) | (2.743) |
(a) Per effetto della riclassifica dal 1 gennaio 2024 di alcuni finanziamenti concessi a società non consolidate da capitale immobilizzato a crediti finanziari, i relativi movimenti di periodo sono stati coerentemente riclassificati da altre attività di investimento a altre attività di finanziamento.
(b) Include debiti verso fornitori classificati come finanziari per effetto del differimento dei termini di pagamento in relazione al sostenimento di costi capitalizzati per l'acquisto di impianti e macchinari (€272 milioni e €85 milioni nel primo trimestre 2024 e 2023, rispettivamente).
Il flusso di cassa netto da attività operativa del primo trimestre 2024 pari a €1.904 mln, include €558 mln di dividendi distribuiti dalle partecipate, principalmente da Azule Energy, Vår Energi e Adnoc R>. I fabbisogni finanziari del capitale circolante sono stati pari a circa €2 mld, riflettendo la stagionalità delle vendite di gas che comporta generalmente la massima esposizione per crediti commerciali alla fine del primo trimestre, il rallentamento nelle iniziative di ottimizzazione del circolante, la ricostituzione delle scorte di prodotti che erano state utilizzate nel trimestre precedente in relazione all'andamento di mercato, nonché sfasamenti temporali nell'incasso delle chiamate fondi nei confronti dei partners in iniziative petrolifere operate e di crediti verso le first party per il recupero dei costi. Tali fabbisogni sono stati parzialmente compensati dal versamento anticipato a dicembre 2023 delle accise sui carburanti di competenza dei primi mesi del 2024.
Il flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo si ridetermina in €3.896 mln nel primo trimestre 2024, al netto delle seguenti componenti: l'utile/perdita di magazzino olio e prodotti, la differenza temporanea tra il valore del magazzino gas calcolato in base al metodo del costo medio ponderato e la misura interna di performance del management che utilizza il magazzino quale leva di ottimizzazione dei margini, il fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting, o ripartiti proporzionalmente per competenza.
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:
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 var. ass. | |
| 4.175 | Flusso di cassa netto da attività operativa | 1.904 | 2.982 | (1.078) |
| (657) | Variazione del capitale di esercizio | 1.865 | 293 | 1.572 |
| 23 | Esclusione derivati su commodity | 210 | 1.247 | (1.037) |
| 203 | Esclusione (utile) perdita di magazzino | (56) | 357 | (413) |
| 3.744 | Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo | 3.923 | 4.879 | (956) |
| (138) | Accantonamenti straordinari su crediti e altri oneri | (27) | 412 | (439) |
| 3.606 | Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted | 3.896 | 5.291 | (1.395) |
I capex organici di €1,99 mld nel primo trimestre 2024 registrano una riduzione del 10,1% rispetto al periodo di confronto 2023. Al netto di tali capex organici, il flusso di cassa discrezionale ante variazione circolante si ridetermina in €1,9 mld.
Le acquisizioni al netto dei disinvestimenti ammontano a circa €1,7 mld, riferite principalmente a Neptune Energy (€2,3 mld, incluso il debito netto acquisito) e ad asset del business rinnovabili di Plenitude, in parte compensate dalla cessione a Perenco delle licenze di produzione in Congo, nonché dal contributo di capitale a Plenitude di €0,6 mld grazie alla finalizzazione dell'accordo con il fondo EIP, che ha acquisito una partecipazione di minoranza pari al 7,6%.
L'incremento dell'indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €3,3 mld è dovuto al flusso di cassa netto da attività operativa adjusted di €3,9 mld, agli investimenti di €2 mld, ai fabbisogni di circolante (circa €2 mld), al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e all'acquisto di azioni proprie di €1,2 mld, all'effetto netto di acquisizioni/disinvestimenti (€1,7 mld), nonché al pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€0,3 mld).
Stato patrimoniale riclassificato
| 31 Dic. 2023 | Riclassifica a crediti finanziari ⁽ᵃ⁾ |
1 gen. 2024 | 31 Mar. 2024 | Var. ass. | |
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | |||||
| Capitale immobilizzato | |||||
| Immobili, impianti e macchinari | 56.299 | 56.299 | 59.996 | 3.697 | |
| Diritto di utilizzo beni in leasing | 4.834 | 4.834 | 4.891 | 57 | |
| Attività immateriali | 6.379 | 6.379 | 6.407 | 28 | |
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | 1.576 | 1.576 | 1.596 | 20 | |
| Partecipazioni | 13.886 | 13.886 | 14.777 | 891 | |
| Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 2.335 | (1.339) | 996 | 1.073 | 77 |
| Debiti netti relativi all'attività di investimento | (2.031) | (2.031) | (2.314) | (283) | |
| 83.278 | (1.339) | 81.939 | 86.426 | 4.487 | |
| Capitale di esercizio netto | |||||
| Rimanenze | 6.186 | 6.186 | 6.283 | 97 | |
| Crediti commerciali | 13.184 | 13.184 | 13.195 | 11 | |
| Debiti commerciali | (14.231) | (14.231) | (12.728) | 1.503 | |
| Attività (passività) tributarie nette | (2.112) | (2.112) | (3.436) | (1.324) | |
| Fondi per rischi e oneri | (15.533) | (15.533) | (16.508) | (975) | |
| Altre attività (passività) d'esercizio | (892) | (892) | 393 | 1.285 | |
| (13.398) | (13.398) | (12.801) | 597 | ||
| Fondi per benefici ai dipendenti | (748) | (748) | (782) | (34) | |
| Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili | 747 | 747 | 562 | (185) | |
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 69.879 | (1.339) | 68.540 | 73.405 | 4.865 |
| Patrimonio netto degli azionisti Eni | 53.184 | 53.184 | 54.244 | 1.060 | |
| Interessenze di terzi | 460 | 460 | 865 | 405 | |
| Patrimonio netto | 53.644 | 53.644 | 55.109 | 1.465 | |
| Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 | 10.899 | (1.339) | 9.560 | 12.882 | 3.322 |
| Passività per beni leasing | 5.336 | 5.336 | 5.414 | 78 | |
| - di cui working interest Eni | 4.856 | 4.856 | 4.934 | 78 | |
| - di cui working interest follower | 480 | 480 | 480 | ||
| Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 | 16.235 | (1.339) | 14.896 | 18.296 | 3.400 |
| COPERTURE | 69.879 | (1.339) | 68.540 | 73.405 | 4.865 |
| Leverage ante lease liability ex IFRS 16 | 0,20 | 0,23 | |||
| Leverage post lease liability ex IFRS 16 | 0,30 | 0,33 | |||
| Gearing | 0,23 | 0,25 |
(a) Dal 1° gennaio 2024, in relazione alla strategia Eni di modello satellitare che prevede la crescente autonomia delle società non consolidate, i finanziamenti concessi ad alcune JV, in precedenza classificati come capitale immobilizzato, sono stati riclassificati nella voce crediti finanziari (a lungo termine) in funzione dell'esposizione al rischio credito della controparte. Tali crediti sono stati portati in detrazione dei debiti finanziari lordi ai fini della definizione dell'indebitamento finanziario netto e calcolo del leverage. La riclassifica è stata eseguita come rettifica del saldo iniziale dello stato patrimoniale 2024.
Al 31 marzo 2024 il capitale immobilizzato (€86,4 mld) è aumentato di €4,5 mld rispetto al 1° gennaio 2024 per effetto degli investimenti, dell'acquisizione del Gruppo Neptune Energy, dell'effetto positivo delle differenze cambio (al 31 marzo 2024, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,081 rispetto al cambio di 1,105 al 31 dicembre 2023, -2,2%) che hanno incrementato il book value delle attività denominate in dollari, al netto degli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni di periodo.
Il capitale di esercizio netto (-€12,8 mld) è aumentato di €0,6 mld rispetto al 1° gennaio 2024 per effetto della variazione del fair value degli strumenti derivati e del decremento del saldo tra crediti e debiti commerciali (€1,5 mld), in parte compensati dalle maggiori attività (passività) tributarie (+€1,3 mld) per effetto principalmente del versamento anticipato a dicembre 2023 delle accise sui carburanti di competenza dei primi mesi del 2024.
Il patrimonio netto (€55,1 mld) si incrementa di €1,5 mld rispetto al 1° gennaio 2024 per effetto dell'utile netto del periodo (€1,2 mld), delle differenze positive di cambio (circa €1,1 mld) che riflettono l'apprezzamento del dollaro rispetto all'euro . Tali fenomeni sono stati in parte compensati dall'effetto dei dividendi distribuiti agli azionisti e dal riacquisto di azioni proprie (€1,2 mld).
L'indebitamento finanziario netto4 ante lease liability al 31 marzo 2024 è pari a €12,9 mld, in aumento di circa €3,3 mld rispetto al 1° gennaio 2024.
Il leverage5 – rapporto tra indebitamento finanziario netto ante lease liabilities e patrimonio netto – si attesta a 0,23 al 31 marzo 2024.
4 Informazioni sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 28. 5 In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell'ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione indicatori alternativi di performance alle pag. 20 e seguenti del presente comunicato stampa.
Special item
Gli special item dell'utile operativo del primo trimestre 2024 sono rappresentati da oneri netti di €413 mln, con il seguente breakdown per settore:
- E&P: oneri netti di €109 mln, relativi principalmente ad oneri straordinari e imposte sulla proprietà a seguito dell'acquisizione di Neptune (€83 mln) e alle svalutazioni per perdite su crediti (€30 mln).
- GGP: oneri netti di €403 mln 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 (oneri di €385 mln) 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 (proventi di €27 mln).
- Enilive e Plenitude: proventi netti per €182 mln nell'esercizio 2023 relativi principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l'hedge accounting.
- Refining, Chimica e Power: oneri netti di €82 mln relativi principalmente al write-off degli investimenti di mantenimento e asset integrity relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi, principalmente nel business Refining e Chimica (€31 mln e €14 mln, rispettivamente), oneri ambientali (€23 mln) e la riclassifica nell'utile operativo adjusted del saldo positivo di €15 mln derivante dalle differenze cambio e derivati.
Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell'Eni relativi al primo trimestre 2024 è stato redatto su base volontaria in ottemperanza a quanto stabilito dall'art. 82-ter del Regolamento Emittenti (delibera CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni) nell'ambito di una policy aziendale di regolare informativa sulle performance finanziarie e operative della Compagnia rivolta al mercato e agli investitori in linea con il comportamento dei principali peer che pubblicano un reporting trimestrale. Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al primo trimestre 2024, al primo e primo trimestre 2024. I flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 marzo 2024 e al 31 dicembre 2023. Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie, laddove non diversamente indicato, sono state redatte conformemente ai criteri di rilevazione e valutazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS), emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002. I criteri di rilevazione e valutazione adottati nella preparazione dei risultati del primo trimestre 2024 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2023 alla quale si rinvia.
Dal 1° gennaio 2024, il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining margin – SERM) è stato calcolato con una metodologia aggiornata che riflette il nuovo assetto industriale un assetto industriale, legato essenzialmente alla trasformazione del sito di Livorno e alle azioni di ottimizzazioni delle utilities, nonché le dinamiche evolutive del mercato dei greggi, incorporando una selezione sia ad alto che a basso tenore di zolfo. I valori riesposti del SERM per i trimestri 2023 e la guidance per il 2024 sono riportati nella tabella seguente.
| 2023 | I trimestre | II trimestre | III trimestre | IV trimestre | Previsione anno 2024* | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) |
Metodologia precedente |
Metodologia aggiornata |
Metodologia precedente |
Metodologia aggiornata |
Metodologia precedente |
Metodologia aggiornata |
Metodologia precedente |
Metodologia aggiornata |
Metodologia precedente |
Metodologia aggiornata |
|
| Standard Eni Refining Margin (SERM) |
11,2 | 11,0 | 6,6 | 5,5 | 14,7 | 11,7 | 8,1 | 4,3 | 8,1 | 6,6 |
(*) Fornita in occasione del Capital Market Update dello scorso marzo.
Criteri di redazione
Dal 1° gennaio 2024, la segment information statutory Eni presenta la seguente articolazione:
- Exploration&Production "E&P";
- Global Gas & Lng Portfolio "GGP";
- Enilive e Plenitude;
- Raffinazione "Revt", chimica gestita da Versalis e Power (produzione di energia elettrica da centrali turbogas);
- Corporate, società finanziarie, società di supporto al business, attività CCS e business agri.
L'aggregazione di Enilive (bioraffinazione e vendita retail di prodotti per la mobilità sostenibile) e Plenitude (vendita retail di commodity energetiche e servizi, produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e gestione rete di colonnine di ricarica per EV) in un unico reporting segment è motivata dal fatto che i due business "exhibit similar economic characteristics", hanno un'attività retail prevalente ("customer-facing segments") con ampie opportunità di cross-selling, dal comune disegno strategico di decarbonizzare le emissioni di CO2 dei clienti e dall'appetibilità da parte di capitali dedicati.
L'attività Power considerata la minore significatività in proporzione alle principali grandezze economiche e patrimoniali di Gruppo è stata aggregata con i settori operativi con i quali presenta le maggiori comunanze industriali.
Di seguito è riportata la nuova segment information relativa all'utile operativo adjusted per i periodi comparativi 2023:
| 2023 | I trimestre | II trimestre | III trimestre | IV trimestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Pubblicato | Riesposto | Pubblicato | Riesposto | Pubblicato | Riesposto | Pubblicato | Riesposto |
| Utile (perdita) operativo adjusted | 4.641 | 4.641 | 3.381 | 3.381 | 3.014 | 3.014 | 2.769 | 2.769 |
| di cui: E&P |
2.806 | 2.806 | 2.077 | 2.077 | 2.620 | 2.620 | 2.431 | 2.431 |
| GGP | 1.372 | 1.372 | 1.087 | 1.087 | 111 | 111 | 677 | 677 |
| Enilive, Refining e Chimica | 154 | 87 | 401 | (87) | ||||
| - Enilive | 138 | 202 | 271 | 117 | ||||
| - Refining | 125 | (45) | 328 | 33 | ||||
| - Chimica | (109) | (70) | (198) | (237) | ||||
| Plenitude & Power | 186 | 165 | 219 | 111 | ||||
| - Plenitude | 132 | 133 | 180 | 70 | ||||
| - Power | 54 | 32 | 39 | 41 | ||||
| Enilive e Plenitude | 270 | 335 | 451 | 187 | ||||
| - Enilive | 138 | 202 | 271 | 117 | ||||
| - Plenitude | 132 | 133 | 180 | 70 | ||||
| Refining, Chimica e Power | 70 | (83) | 169 | (163) | ||||
| - Refining | 125 | (45) | 328 | 33 | ||||
| - Chimica | (109) | (70) | (198) | (237) | ||||
| - Power | 54 | 32 | 39 | 41 | ||||
| Corporate ed altre attività | (151) | (151) | (107) | (107) | (165) | (165) | (228) | (228) |
| Effetto eliminazione utili interni | 274 | 274 | 72 | 72 | (172) | (172) | (135) | (135) |
* * *
Il contenuto e il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance è spiegato da note esplicative dedicate, in linea con gli Orientamenti dell'ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per maggiori dettagli si rinvia alla sezione "Misure alternative di performance (Non-GAAP measure)" del presente "Comunicato stampa".
Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Francesco Esposito, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154-bis del TUF che l'informativa contabile nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Disclaimer
* * *
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali ("forward-looking statements") relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell'esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l'evoluzione futura della domanda, dell'offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l'instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l'impatto delle regolamentazioni dell'industria degli idrocarburi, del settore dell'energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell'applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l'azione della concorrenza. In relazione alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all'andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l'utile operativo e la variazione dell'indebitamento finanziario netto del trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.
Contatti societari
Ufficio Stampa: Tel. +39.0252031875 ‐ +39.0659822030 Numero verde azionisti (dall'Italia): 800940924 Numero verde azionisti (dall'estero): +80011223456 Centralino: +39.0659821 [email protected] [email protected] [email protected] Sito internet: www.eni.com
Eni
Società per Azioni, Rome, Piazzale Enrico Mattei, 1 Capitale sociale: euro 4.005.358.876 i.v. Registro Imprese di Roma, c.f. 00484960588 Tel.: +39 0659821 - Fax: +39 0659822141
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2024 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni all'indirizzo eni.com.
Alternative performance indicators (Non-GAAP measures)
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.
Utile operativo proforma adjusted
In relazione al crescente contributo delle JV/associates ed anche in connessione con il modello satellitare Eni, è stata definita la misura di risultato "utile operativo proforma adjusted" che integra la quota Eni dei loro margini operativi.
Special item
Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell'attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi. Inoltre, le differenze e derivati in cambi relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell'utile operativo adjusted variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. Sono classificati tra gli special item gli effetti contabili dei derivati su commodity valutati a fair value in aggiunta a quelli privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, anche quelli non ammessi alla "own use exemption", la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri. Analogamente sono classificati come special items gli effetti valutativi relativi ad attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge di un rischio mercato, quali le differenze di cambio da allineamento maturate su debiti in valuta i cui flussi di rimborso sono assicurati da entrate in valuta altamente probabili. Sia la componente di fair value sospesa relativa ai derivati su commodity e altri strumenti sia le componenti maturate saranno imputate ai risultati di futuri reporting period al manifestarsi del sottostante.
In applicazione della Delibera CONSOB n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell'informativa finanziaria.
Leverage
Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il leverage è utilizzato per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell'industria.
Gearing
Il gearing è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio, escludendo l'utile/perdita di magazzino e certe componenti straordinarie, quali accantonamenti straordinari per perdite su crediti, nonché in considerazione dell'elevata volatilità dei mercati la variazione del fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, compresi quelli non ammessi alla "own use exemption", la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri.
Free cash flow
Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario riclassificato. Il "free cash flow" rappresenta l'avanzo o il deficit di cassa che residua
dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
Indebitamento finanziario netto
L'indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico, nonché dei crediti finanziari a breve termine non strumentali all'attività operativa. Assumono la qualificazione di strumentali all'attività operativa le attività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations.
Riconciliazione risultati Non-GAAP vs. risultati GAAP
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| I Trimestre 2024 | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Enilive e Plenitude | Refining, Chimica e Power |
Corporate e Altre attività |
Effetto eliminazione utili interni |
GRUPPO |
| Utile (perdita) operativo | 2.219 | (110) | 591 | 152 | (140) | (42) | 2.670 |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 18 | (262) | 188 | (56) | |||
| Esclusione special item: | |||||||
| oneri ambientali | (3) | 7 | 23 | 27 | |||
| svalutazioni (riprese di valore) nette | 18 | 45 | 5 | 68 | |||
| plusvalenze nette su cessione di asset | (1) | (1) | |||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 4 | 2 | 13 | 19 | |||
| derivati su commodity | 385 | (183) | 8 | 210 | |||
| differenze e derivati su cambi | (22) | 38 | 15 | 31 | |||
| altro | 113 | (20) | (6) | (11) | (17) | 59 | |
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 109 | 403 | (182) | 82 | 1 | 413 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted (a) | 2.328 | 293 | 427 | (28) | (139) | 146 | 3.027 |
| Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) | 992 | 32 | (7) | 72 | 1.089 | ||
| Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) | 3.320 | 325 | 420 | 44 | (139) | 146 | 4.116 |
| Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) | (98) | (2) | (8) | (18) | (86) | (212) | |
| Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) | (117) | 4 | (7) | (4) | (124) | ||
| Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) | (625) | (28) | (1) | (654) | |||
| Utile (perdita) netto delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) | 250 | 8 | (14) | 67 | 311 | ||
| Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) | 2.480 | 299 | 405 | 21 | (225) | 146 | 3.126 |
| Imposte sul reddito (i) | (1.350) | (95) | (117) | 12 | 65 | (43) | (1.528) |
| Tax rate (%) | 48,9 | ||||||
| Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) | 1.130 | 204 | 288 | 33 | (160) | 103 | 1.598 |
| di cui: | |||||||
| - utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi | 16 | ||||||
| - utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 1.582 | ||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 1.211 | ||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (41) | ||||||
| Esclusione special item | 412 | ||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 1.582 |
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| I Trimestre 2023 | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Enilive e Plenitude | Refining, Chimica e Power |
Corporate e Altre attività |
Effetto eliminazione utili interni |
GRUPPO |
| Utile (perdita) operativo | 2.720 | 275 | (198) | (380) | (158) | 254 | 2.513 |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (1) | 338 | 20 | 357 | |||
| Esclusione special item: | |||||||
| oneri ambientali | 17 | 17 | 34 | ||||
| svalutazioni (riprese di valore) nette | 1 | 2 | 52 | 4 | 59 | ||
| plusvalenze nette su cessione di asset | 9 | 9 | |||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 6 | 1 | 3 | 8 | 18 | ||
| derivati su commodity | 722 | 474 | 51 | 1.247 | |||
| differenze e derivati su cambi | 2 | (18) | 16 | 1 | 1 | ||
| altro | 51 | 393 | (8) | (27) | (6) | 403 | |
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 86 | 1.097 | 469 | 112 | 7 | 1.771 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted (a) | 2.806 | 1.372 | 270 | 70 | (151) | 274 | 4.641 |
| Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) | 1.025 | 48 | 153 | 1.226 | |||
| Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) | 3.831 | 1.420 | 270 | 223 | (151) | 274 | 5.867 |
| Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) | (42) | 2 | (11) | 3 | (85) | (133) | |
| Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) | (27) | 1 | (26) | ||||
| Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) | (686) | (39) | (2) | (727) | |||
| Utile (perdita) netto delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) | 312 | 10 | 151 | 473 | |||
| Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) | 3.076 | 1.384 | 259 | 224 | (236) | 274 | 4.981 |
| Imposte sul reddito (i) | (1.536) | (385) | (75) | (53) | 70 | (76) | (2.055) |
| Tax rate (%) | 184,0 | 41,3 | |||||
| Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) | 1.540 | 999 | 184 | 171 | (166) | 198 | 2.926 |
| di cui: | |||||||
| - utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi | 19 | ||||||
| - utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 2.907 | ||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 2.388 | ||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 255 | ||||||
| Esclusione special item | 264 | ||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 2.907 |
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| IV trimestre 2023 | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Enilive e Plenitude | Refining, Chimica e Power |
Corporate e Altre attività |
Effetto eliminazione utili interni |
GRUPPO |
| Utile (perdita) operativo | 1.463 | 1.293 | (258) | (1.423) | (321) | 102 | 856 |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 75 | 365 | (237) | 203 | |||
| Esclusione special item: | |||||||
| oneri ambientali | (9) | 28 | 206 | 19 | 244 | ||
| svalutazioni (riprese di valore) nette | 855 | (1) | 13 | 494 | 16 | 1.377 | |
| plusvalenze nette su cessione di asset | (1) | (2) | (4) | (7) | |||
| accantonamenti a fondo rischi | 8 | (5) | 3 | 6 | |||
| oneri per incentivazione all'esodo | 28 | 3 | 17 | 27 | 43 | 118 | |
| derivati su commodity | (277) | 264 | 36 | 23 | |||
| differenze e derivati su cambi | 45 | (105) | 3 | 4 | 2 | (51) | |
| altro | 50 | (236) | 37 | 135 | 14 | ||
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 968 | (616) | 370 | 895 | 93 | 1.710 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted (a) | 2.431 | 677 | 187 | (163) | (228) | (135) | 2.769 |
| Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b) | 889 | 40 | (19) | 76 | 986 | ||
| Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b) | 3.320 | 717 | 168 | (87) | (228) | (135) | 3.755 |
| Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d) | 84 | 7 | (13) | 10 | (86) | 2 | |
| Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e) | (46) | 7 | (39) | ||||
| Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f) | (487) | (39) | (3) | (529) | |||
| Utile (perdita) netto delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f) | 356 | 8 | (19) | 73 | 418 | ||
| Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g) | 2.871 | 692 | 155 | (80) | (314) | (135) | 3.189 |
| Imposte sul reddito (i) | (1.448) | (201) | (53) | 64 | 97 | 34 | (1.507) |
| Tax rate (%) | 47,3 | ||||||
| Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i) | 1.423 | 491 | 102 | (16) | (217) | (101) | 1.682 |
| di cui: | |||||||
| - utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi | 20 | ||||||
| - utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 1.662 | ||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 173 | ||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 143 | ||||||
| Esclusione special item | 1.346 | ||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 1.662 |
Analisi degli special item
| IV Trim. | I Trim. | ||
|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 |
| 244 | Oneri ambientali | 27 | 34 |
| 1.377 | Svalutazioni (riprese di valore) nette | 68 | 59 |
| (7) | Plusvalenze nette su cessione di asset | (1) | 9 |
| 6 | Accantonamenti a fondo rischi | ||
| 118 | Oneri per incentivazione all'esodo | 19 | 18 |
| 23 | Derivati su commodity | 210 | 1.247 |
| (51) | Differenze e derivati su cambi | 31 | 1 |
| Altro | 59 | 403 | |
| 1.710 | Special item dell'utile (perdita) operativo | 413 | 1.771 |
| 56 | Oneri (proventi) finanziari di cui: |
(30) | 1 |
| 51 | - riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo | (31) | (1) |
| 68 | Oneri (proventi) su partecipazioni di cui: |
74 | (729) |
| (10) | - plusvalenza SeaCorridor | (824) | |
| (499) | Imposte sul reddito | (55) | (779) |
| 1.335 | Totale special item dell'utile (perdita) netto | 402 | 264 |
| di competenza: | |||
| 1.346 | - azionisti Eni | 412 | 264 |
| (11) | - interessenze di terzi | (10) |
Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo
| IV Trim. | I Trim. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var % | |
| 2.431 | Utile operativo adjusted E&P | 2.328 | 2.806 | (17) | |
| 889 | Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti | 992 | 1.025 | (3) | |
| 3.320 | Utile operativo proforma adjusted E&P | 3.320 | 3.831 | (13) | |
| 677 | Utile operativo adjusted GGP | 293 | 1.372 | (79) | |
| 40 | Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti | 32 | 48 | (33) | |
| 717 | Utile operativo proforma adjusted GGP | 325 | 1.420 | (77) | |
| 187 | Utile operativo adjusted Enilive e Plenitude | 427 | 270 | 58 | |
| (19) | Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti | (7) | |||
| 168 | Utile operativo proforma adjusted Enilive e Plenitude | 420 | 270 | 56 | |
| (163) | Utile operativo adjusted Refining, Chimica e Power | (28) | 70 | ||
| 76 | Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti | 72 | 153 | (53) | |
| (87) | Utile operativo proforma adjusted Refining, Chimica e Power | 44 | 223 | (80) | |
| (228) | Utile operativo adjusted altri settori | (139) | (151) | 8 | |
| (135) | Effetto eliminazione utili interni | 146 | 274 | ||
| 3.755 | Utile operativo proforma adjusted di Gruppo⁽ᵃ⁾ | 4.116 | 5.867 | (30) |
(a) Le principali partecipazioni rilevanti sono Vår Energi, Azule Energy, Mozambique Rovuma Venture, SeaCorridor, Adnoc R> e St. Bernard Renewables Llc.
Riconciliazione GAAP vs Non-GAAP del conto economico
| 2024 | I Trim. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Risultati reported |
Profit on stock |
Special items |
Riclassifica finanziari oneri |
Risultati adjusted |
| Utile operativo | 2.670 | (56) | 382 | 31 | 3.027 |
| Proventi/oneri finanziari | (216) | 1 | (31) | (246) | |
| Proventi/oneri da partecipazioni | 271 | 74 | 345 | ||
| Imposte sul reddito | (1.488) | 15 | (55) | (1.528) | |
| Utile netto | 1.237 | (41) | 402 | 1.598 | |
| - Interessenze di terzi | 26 | (10) | 16 | ||
| Utile netto di competenza azionisti Eni | 1.211 | 412 | 1.582 |
| 2023 | I Trim. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Risultati reported |
Profit on stock |
Special items |
Riclassifica finanziari oneri |
Risultati adjusted |
| Utile operativo | 2.513 | 357 | 1.770 | 1 | 4.641 |
| Proventi/oneri finanziari | (124) | 2 | (1) | (123) | |
| Proventi/oneri da partecipazioni | 1.192 | (729) | 463 | ||
| Imposte sul reddito | (1.174) | (102) | (779) | (2.055) | |
| Utile netto | 2.407 | 255 | 264 | 2.926 | |
| - Interessenze di terzi | 19 | 19 | |||
| Utile netto di competenza azionisti Eni | 2.388 | 264 | 2.907 |
| 2023 | IV Trim. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Risultati reported |
Profit on stock |
Special items |
Riclassifica finanziari oneri |
Risultati adjusted |
| Utile operativo | 856 | 203 | 1.761 | (51) | 2.769 |
| Proventi/oneri finanziari | (110) | 5 | 51 | (54) | |
| Proventi/oneri da partecipazioni | 406 | 68 | 474 | ||
| Imposte sul reddito | (948) | (60) | (499) | (1.507) | |
| Utile netto | 204 | 143 | 1.335 | 1.682 | |
| - Interessenze di terzi | 31 | (11) | 20 | ||
| Utile netto di competenza azionisti Eni | 173 | 1.662 |
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
| IV Trim. | I Trim. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var % | |
| 6.334 | Exploration & Production | 5.608 | 6.001 | (7) | |
| 5.450 | Global Gas & LNG Portfolio | 4.400 | 7.944 | (45) | |
| 8.306 | Enilive e Plenitude | 8.522 | 9.094 | (6) | |
| 13.878 | Refining, Chimica e Power | 12.598 | 12.339 | 2 | |
| 578 | Corporate e altre attività | 478 | 441 | 8 | |
| (9.924) | Elisioni di consolidamento | (8.670) | (8.634) | ||
| 24.622 | 22.936 | 27.185 | (16) |
Costi operativi
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var % |
| 19.785 | Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 17.361 | 21.976 | (21) |
| 139 | Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti | 51 | 108 | (53) |
| 933 | Costo lavoro | 839 | 794 | 6 |
| 218 | di cui: incentivi per esodi agevolati e altro | 19 | 18 | 6 |
| 20.857 | 18.251 | 22.878 | (20) |
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var % |
| 1.609 | Exploration & Production | 1.616 | 1.552 | 4 |
| 62 | Global Gas & LNG Portfolio | 60 | 50 | 20 |
| 180 | Enilive e Plenitude | 164 | 155 | 6 |
| 99 | Refining, Chimica e Power | 90 | 70 | 29 |
| 44 | Corporate e altre attività | 36 | 33 | 9 |
| (9) | Effetto eliminazione utili interni | (8) | (8) | |
| 1.985 | Ammortamenti | 1.958 | 1.852 | 6 |
| 1.377 | Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing |
68 | 59 | 15 |
| 3.362 | Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore | 2.026 | 1.911 | 6 |
| 315 | Radiazioni | 33 | 32 | 3 |
| 3.677 | 2.059 | 1.943 | 6 |
Proventi (oneri) su partecipazioni
| (€ milioni) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| I Trimestre 2024 | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Enilive e Plenitude |
Refining, Chimica e Power |
Corporate e altre attività |
Gruppo |
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 194 | 8 | (15) | 68 | 6 | 261 |
| Dividendi | 9 | 9 | ||||
| Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni | 18 | 18 | ||||
| Altri proventi (oneri) netti | 203 | (12) (4) |
(15) | 68 | (5) 19 |
(17) 271 |
Leverage e indebitamento finanziario netto
Il "leverage" misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi. Il management Eni utilizza il leverage per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell'industria.
| 31 Dic. 2023 | Riclassifica crediti finanziari |
1 gen. 2024 | 31 Mar. 2024 | Var. ass. | |
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | |||||
| Debiti finanziari e obbligazionari | 28.729 | 28.729 | 31.003 | 2.274 | |
| - Debiti finanziari a breve termine | 7.013 | 7.013 | 8.330 | 1.317 | |
| - Debiti finanziari a lungo termine | 21.716 | 21.716 | 22.673 | 957 | |
| Disponibilità liquide ed equivalenti | (10.193) | (10.193) | (8.783) | 1.410 | |
| Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | (6.782) | (6.782) | (7.404) | (622) | |
| Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | (855) | (1.339) | (2.194) | (1.934) | 260 |
| Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 | 10.899 | (1.339) | 9.560 | 12.882 | 3.322 |
| Passività per beni in leasing | 5.336 | 5.336 | 5.414 | 78 | |
| - di cui working interest Eni | 4.856 | 4.856 | 4.934 | 78 | |
| - di cui working interest follower | 480 | 480 | 480 | ||
| Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 | 16.235 | (1.339) | 14.896 | 18.296 | 3.400 |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 53.644 | 53.644 | 55.109 | 1.465 | |
| Leverage ante lease liability ex IFRS 16 | 0,20 | 0,23 | |||
| Leverage post lease liability ex IFRS 16 | 0,30 | 0,33 |
STATO PATRIMONIALE
| 31 Mar. 2024 31 Dic. 2023 ATTIVITÀ Attività correnti Disponibilità liquide ed equivalenti 8.783 10.193 Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico 7.404 6.782 Altre attività finanziarie 596 896 Crediti commerciali e altri crediti 17.223 16.551 Rimanenze 6.283 6.186 Attività per imposte sul reddito 380 460 Altre attività 4.810 5.637 45.479 46.705 Attività non correnti Immobili, impianti e macchinari 59.996 56.299 Diritto di utilizzo beni in leasing 4.891 4.834 Attività immateriali 6.407 6.379 Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo 1.596 1.576 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 13.506 12.630 Altre partecipazioni 1.271 1.256 Altre attività finanziarie 2.432 2.301 Attività per imposte anticipate 4.676 4.482 Attività per imposte sul reddito 158 142 Altre attività 3.953 3.393 98.886 93.292 Attività destinate alla vendita 2.167 2.609 TOTALE ATTIVITÀ 146.532 142.606 PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO Passività correnti Passività finanziarie a breve termine 5.454 4.092 Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2.876 2.921 Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine 1.177 1.128 Debiti commerciali e altri debiti 19.482 20.654 Passività per imposte sul reddito 1.700 1.685 Altre passività 5.852 5.579 36.541 36.059 Passività non correnti Passività finanziarie a lungo termine 22.673 21.716 Passività per beni in leasing a lungo termine 4.237 4.208 Fondi per rischi e oneri 16.508 15.533 Fondi per benefici ai dipendenti 782 748 Passività per imposte differite 4.931 4.702 Passività per imposte sul reddito 40 38 Altre passività 4.106 4.096 53.277 51.041 1.605 1.862 Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita TOTALE PASSIVITÀ 91.423 88.962 Capitale sociale 4.005 4.005 Utili relativi a esercizi precedenti 36.786 32.988 Riserve per differenze cambio da conversione 6.344 5.238 Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale 7.219 8.515 Azioni proprie (1.321) (2.333) Utile (perdita) netto 1.211 4.771 Totale patrimonio netto di Eni 54.244 53.184 Interessenze di terzi 865 460 TOTALE PATRIMONIO NETTO 55.109 53.644 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 146.532 142.606 |
(€ milioni) | |
|---|---|---|
CONTO ECONOMICO
| IV Trim. | I Trim. | ||
|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 |
| 24.622 | Ricavi della gestione caratteristica | 22.936 | 27.185 |
| 354 | Altri ricavi e proventi | 233 | 193 |
| 24.976 | Totale ricavi | 23.169 | 27.378 |
| (19.785) | Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (17.361) | (21.976) |
| (139) | Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti | (51) | (108) |
| (933) | Costo lavoro | (839) | (794) |
| 414 | Altri proventi (oneri) operativi | (189) | (44) |
| (1.985) | Ammortamenti | (1.958) | (1.852) |
| (1.377) | Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni in leasing | (68) | (59) |
| (315) | Radiazioni | (33) | (32) |
| 856 | UTILE (PERDITA) OPERATIVO | 2.670 | 2.513 |
| 2.347 | Proventi finanziari | 1.439 | 2.007 |
| (2.435) | Oneri finanziari | (1.825) | (2.181) |
| 31 | Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico | 127 | 66 |
| (53) | Strumenti finanziari derivati | 43 | (16) |
| (110) | PROVENTI (ONERI) FINANZIARI | (216) | (124) |
| 288 | Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 261 | 358 |
| 118 | Altri proventi (oneri) su partecipazioni | 10 | 834 |
| 406 | PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI | 271 | 1.192 |
| 1.152 | UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE | 2.725 | 3.581 |
| (948) | Imposte sul reddito | (1.488) | (1.174) |
| 204 | Utile (perdita) netto | 1.237 | 2.407 |
| di competenza: | |||
| 173 | - azionisti Eni | 1.211 | 2.388 |
| 31 | - interessenze di terzi | 26 | 19 |
| Utile (perdita) per azione (€ per azione) | |||
| 0,05 | - semplice | 0,37 | 0,71 |
| 0,05 | - diluito | 0,37 | 0,70 |
| Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni) | |||
| 3.242,8 | - semplice | 3.201,3 | 3.345,4 |
| 3.306,1 | - diluito | 3.264,6 | 3.351,7 |
PROSPETTO DELL'UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
| I Trim. | ||
|---|---|---|
| (€ milioni) | 2024 | 2023 |
| Utile (perdita) netto del periodo | 1.237 | 2.407 |
| Componenti non riclassificabili a conto economico | (5) | |
| Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI | (5) | |
| Componenti riclassificabili a conto economico | 1.201 | (565) |
| Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro | 1.105 | (1.011) |
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 106 | 571 |
| Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile (perdita) complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
19 | 41 |
| Effetto fiscale | (29) | (166) |
| Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo | 1.196 | (565) |
| Totale utile (perdita) complessivo del periodo | 2.433 | 1.842 |
| di competenza: | ||
| - azionisti Eni | 2.405 | 1.823 |
| - interessenze di terzi | 28 | 19 |
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
| (€ milioni) | ||
|---|---|---|
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2023 Totale utile (perdita) complessivo Dividendi distribuiti agli azionisti Eni Cedole obbligazioni subordinate perpetue |
1.842 (1.472) (39) |
55.230 |
| Imposte su cedole Bond ibrido | 11 | |
| Altre variazioni | (19) | |
| Totale variazioni | 323 | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 marzo 2023 di competenza: |
55.553 | |
| - azionisti Eni | 55.082 | |
| - interessenze di terzi | 471 | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2024 | 53.644 | |
| Totale utile (perdita) complessivo | 2.433 | |
| Dividendi distribuiti agli azionisti Eni | (767) | |
| Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate | (15) | |
| Cedole obbligazioni subordinate perpetue | (39) | |
| Acquisto di azioni proprie | (363) | |
| Operazione Plenitude - cessione EIP | 588 | |
| Imposte su cedole bond ibrido | 11 | |
| Altre variazioni | (383) | |
| Totale variazioni | 1.465 | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 marzo 2024 di competenza: |
55.109 | |
| - azionisti Eni | 54.244 | |
| - interessenze di terzi | 865 |
RENDICONTO FINANZIARIO
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | |
| 204 | Utile (perdita) netto Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: |
1.237 | 2.407 | |
| 1.985 | Ammortamenti | 1.958 | 1.852 | |
| 1.377 | Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing |
68 | 59 | |
| 315 | Radiazioni | 33 | 32 | |
| (288) | Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (261) | (358) | |
| (12) | Plusvalenze nette su cessioni di attività | (19) | (408) | |
| (94) | Dividendi | (9) | (9) | |
| (146) | Interessi attivi | (119) | (104) | |
| 265 | Interessi passivi | 349 | 241 | |
| 948 | Imposte sul reddito | 1.488 | 1.174 | |
| (173) | Altre variazioni | 77 | (439) | |
| 657 | Flusso di cassa del capitale di esercizio | (1.865) | (293) | |
| 754 | - rimanenze | 16 | 1.597 | |
| (2.106) | - crediti commerciali | 233 | 3.612 | |
| 2.857 | - debiti commerciali | (1.739) | (6.301) | |
| 253 | - fondi per rischi e oneri | (117) | (148) | |
| (1.101) | - altre attività e passività | (258) | 947 | |
| 47 | Variazione fondo per benefici ai dipendenti | 33 | 25 | |
| 573 | Dividendi incassati | 558 | 560 | |
| 205 | Interessi incassati | 100 | 64 | |
| (172) | Interessi pagati | (388) | (281) | |
| (1.516) | Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati | (1.336) | (1.540) | |
| 4.175 | Flusso di cassa netto da attività operativa | 1.904 | 2.982 | |
| (3.688) | Flusso di cassa degli investimenti | (3.636) | (3.015) | |
| (2.382) | - attività materiali | (1.820) | (2.064) | |
| - diritto di utilizzo prepagato beni in leasing | ||||
| (284) | - attività immateriali | (111) | (55) | |
| (649) | - imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite | (1.469) | (524) | |
| (73) | - partecipazioni | (292) | (121) | |
| (186) | - titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa | (29) | (71) | |
| (114) | - variazione debiti relativi all'attività di investimento | 85 | (180) | |
| (13) | Flusso di cassa dei disinvestimenti | 253 | 484 | |
| 55 | - attività materiali | 210 | 30 | |
| - imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute | 380 | |||
| 1 | - partecipazioni | 18 | 35 | |
| 1 | - titoli e crediti finanziari strumentali all'attività operativa | 22 | 6 | |
| (70) | - variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento | 3 | 33 | |
| 1.173 | Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | (131) | 752 | |
| (2.528) | Flusso di cassa netto da attività di investimento | (3.514) | (1.779) |
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | |
| Assunzione di debiti finanziari a lungo termine | 1.230 | 2.002 | ||
| (278) | Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine | (1.335) | (152) | |
| (293) | Rimborso di passività per beni in leasing | (309) | (247) | |
| 1.241 | Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine | 1.221 | (1.989) | |
| (747) | Dividendi pagati ad azionisti Eni | (767) | (765) | |
| (7) | Dividendi pagati ad altri azionisti | (15) | ||
| Apporti netti di capitale da azionisti terzi | 588 | (16) | ||
| (3) | Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate | |||
| (790) | Acquisto di azioni proprie | (398) | ||
| Altri apporti | 14 | |||
| (51) | Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue | (39) | (39) | |
| (928) | Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | 190 | (1.206) | |
| (87) | Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti | 16 | (32) | |
| 632 | Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti | (1.404) | (35) | |
| 9.573 | Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo | 10.205 | 10.181 | |
| 10.205 | Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo | 8.801 | 10.146 |
Investimenti tecnici
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | (€ milioni) | 2024 | 2023 | var % |
| 1.809 | Exploration & Production | 1.565 | 1.784 | (12) |
| 215 | di cui: - ricerca esplorativa | 178 | 211 | (16) |
| 1.569 | - sviluppo di idrocarburi | 1.381 | 1.562 | (12) |
| 6 | Global Gas & LNG Portfolio | 1 | ||
| 472 | Enilive e Plenitude | 205 | 176 | 16 |
| 218 | - Enilive | 33 | 46 | (28) |
| 254 | - Plenitude | 172 | 130 | 32 |
| 242 | Refining, Chimica e Power | 111 | 111 | |
| 134 | - Refining | 57 | 66 | (14) |
| 77 | - Chimica | 40 | 26 | 54 |
| 31 | - Power | 14 | 19 | (26) |
| 145 | Corporate e altre attività | 56 | 49 | 14 |
| (8) | Elisioni di consolidamento | (7) | (1) | |
| 2.666 | Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾ | 1.931 | 2.119 | (9) |
(a) I costi capitalizzati per l'acquisto di impianti e macchinari i cui fornitori hanno concesso dilazioni di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario sono rilevati nelle altre variazioni del rendiconto finanziario riclassificato e non sono riportati nella tabella (€272 milioni e €85 milioni nel primo trimestre 2024 e 2023).
Nel primo trimestre 2024 gli investimenti di €1.931 mln (€2.119 mln nel primo trimestre 2023) evidenziano un decremento del 9% rispetto al periodo di confronto, in particolare:
- nel settore Exploration & Production, gli investimenti sono principalmente legati allo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€1.381 mln) in particolare in Congo, Costa d'Avorio, Egitto, Italia, Messico, Algeria, Iraq e Stati Uniti;
- nel settore Enilive e Plenitude, gli investimenti Plenitude (€172 mln) sono relativi principalmente allo sviluppo del business delle rinnovabili, acquisizione di nuovi clienti nonchè attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici, mentre gli investimenti Enilive (€33 mln) sono relativi all'attività di bioraffinazione, di biometano, nonché agli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente, interventi per obblighi di legge e stay-in-business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d'Europa;
- nel settore Refining, Chimica e Power sono principalmente legati l'attività di raffinazione tradizionale in Italia (€57 mln) relativi ad attività di mantenimento e stay-in-business e nel business della chimica (€40 mln) su economia circolare e asset integrity;
- gli investimenti nel settore Corporate sono principalmente relativi alle attività di CCUS e i progetti di agribusiness (€35 mln).
Exploration & Production
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2024 | 2023 | ||
| 66 | Italia (mgl di boe/giorno) |
66 | 75 | |
| 182 | Resto d'Europa | 269 | 180 | |
| 352 | Africa Settentrionale | 310 | 295 | |
| 303 | Egitto | 293 | 332 | |
| 307 | Africa Sub-Sahariana | 304 | 292 | |
| 178 | Kazakhstan | 165 | 166 | |
| 185 | Resto dell'Asia | 205 | 174 | |
| 129 | America | 126 | 141 | |
| 6 | Australia e Oceania | 3 | 6 | |
| 1.708 | Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾ | 1.741 | 1.661 | |
| 337 | - di cui società in Joint Venture e collegate | 394 | 325 | |
| 145 | Produzione venduta ⁽ᵃ⁾ | (mln di boe) | 142 | 131 |
PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2024 | 2023 | ||
| 28 | Italia (mgl di barili/giorno) |
28 | 31 | |
| 113 | Resto d'Europa | 143 | 102 | |
| 134 | Africa Settentrionale | 120 | 131 | |
| 63 | Egitto | 63 | 69 | |
| 174 | Africa Sub-Sahariana | 179 | 172 | |
| 122 | Kazakhstan | 114 | 118 | |
| 83 | Resto dell'Asia | 89 | 84 | |
| 64 | America | 61 | 73 | |
| - | Australia e Oceania | - | - | |
| 781 | Produzione di petrolio e condensati | 797 | 780 | |
| 187 | - di cui società in Joint Venture e collegate | 215 | 176 |
PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
| IV Trim. | I Trim. | |||
|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2024 | 2023 | ||
| 6 | Italia | (mln di metri cubi/giorno) | 6 | 6 |
| 10 | Resto d'Europa | 19 | 12 | |
| 32 | Africa Settentrionale | 28 | 24 | |
| 35 | Egitto | 34 | 39 | |
| 20 | Africa Sub-Sahariana | 18 | 18 | |
| 8 | Kazakhstan | 7 | 7 | |
| 15 | Resto dell'Asia | 17 | 13 | |
| 10 | America | 10 | 10 | |
| 1 | Australia e Oceania | 1 | 1 | |
| 137 | Produzione di gas naturale | 140 | 130 | |
| 22 | - di cui società in Joint Venture e collegate | 26 | 22 |
(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 (125 e 127 mila boe/giorno nel I Trimestre 2024 e 2023, rispettivamente e 131 mila boe/giorno nel quarto trimestre 2023).