27/10/2023 - Eni S.p.A.: 2023 Third Quarter Results 27 Ottobre 2023 Comunicato stampa

1. Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure.
2. Di competenza azionisti Eni.
3. Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.

Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2023 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

"Nel terzo trimestre '23 abbiamo compiuto importanti progressi nella attuazione della nostra strategia di trasformazione e, ancora una volta, abbiamo conseguito eccellenti risultati operativi e finanziari. Nella E&P stiamo accelerando i piani di sviluppo del gas equity e della produzione di GNL, leva fondamentale per assicurare forniture energetiche affidabili e al tempo stesso per conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione. La straordinaria scoperta di Geng North-1, a oggi la più importante dell'anno a livello di intera industria, il prossimo completamento dell'acquisizione di Neptune e l'acquisto delle attività di Chevron in Indonesia ci mettono nella condizione favorevole di poter accedere a un enorme volume di risorse nell'offshore del bacino di Kutei. Abbiamo avviato in meno di due anni dalla scoperta, la produzione del super giacimento Baleine nell'offshore della Costa d'Avorio, a conferma della validità del nostro modello di sviluppo basato su tempi rapidi di esecuzione e accrescimento di valore; un progetto in grado di coniugare gli obiettivi di sicurezza energetica, garantendo le necessarie fonti tradizionali, con la decarbonizzazione delle operazioni rappresentando il primo progetto a zero emissioni nette dell'Africa (ambiti 1 e 2). GGP ha incrementato in modo sostanziale il portafoglio di GNL contrattualizzato grazie a tre nuovi accordi di lungo termine in Congo, Qatar e Indonesia per un volume totale a regime di 6,5 mld mc/anno. I settori della transizione energetica stanno crescendo in maniera rapida. Enilive (Eni Sustainable Mobility) ha completato l'operazione relativa alla joint venture della bioraffineria di Chalmette negli USA e sta valutando altri progetti internazionali di espansione nei biocarburanti facendo leva sulle nostre tecnologie e competenze distintive. Plenitude è prossima a traguardare i 3 GW pianificati di capacità rinnovabile installata entro fine anno, come pure gli obiettivi reddituali. Il perfezionamento dell'acquisizione di Novamont rafforzerà la trasformazione di Versalis in chiave chimica verde. A tutto questo, si aggiunge il consolidamento del nostro portafoglio di soluzioni CCS, tra i migliori del settore, grazie all'assegnazione della licenza di stoccaggio di Hewett nel Regno Unito e a importanti progressi tecnici e regolatori. In un contesto di mercato ancora molto volatile, l'EBIT proforma adjusted comprensivo dei risultati in quota Eni delle nostre Joint Ventures e collegate ha raggiunto €4 mld per effetto della crescita sequenziale dei risultati di E&P, Raffinazione e attività retail. Il flusso di cassa operativo di €3,4 mld si traduce in un flusso di cassa discrezionale, free cash flow, di circa €1,5 mld una volta finanziati investimenti organici pari a €1,9 mld. Sia l'utile operativo sia la generazione di cassa si collocano in vetta alla serie storica di risultati trimestrali. Il free cash flow discrezionale cumulato fino a oggi di circa €6,2 mld supera ampiamente la prevista remunerazione degli azionisti per il 2023 compreso il riacquisto di azioni, contribuendo in tal modo a migliorare la flessibilità finanziaria e gli indici di solidità patrimoniale con un rapporto di leva stabile a 0,15. Guardando al futuro, riteniamo che l'evidente miglioramento dei fondamentali del business e i progressi strategici saranno alla base di attrattivi ritorni per gli azionisti e, coerentemente a tali prospettive, rivediamo al rialzo le nostre previsioni annuali di EBIT e flusso di cassa operativo, mentre aumentiamo il passo del programma di buyback per l'anno corrente."

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• L'utile ante imposte adjusted del terzo trimestre 2023, pari a €3,3 mld, rappresenta un risultato molto robusto grazie al continuo miglioramento della performance industriale e nonostante la debolezza dello scenario (il prezzo del Brent e i prezzi del gas naturale in calo rispettivamente del 14% e di oltre l'80%). Nei nove mesi l'utile ante imposte adjusted è stato di €11,9 mld. In particolare, l'utile operativo proforma adjusted1, che integra i margini operativi delle società all'equity, risulta pari a €4 mld nel terzo trimestre
  2023 (€14,1 mld nei nove mesi). Questa performance riflette la ripresa della E&P rispetto al trimestre precedente, grazie alla crescita produttiva e ai migliori prezzi di realizzo, nonché il solido contributo di Refining, Enilive (il business della mobilità sostenibile) e Plenitude.
• Nel terzo trimestre 2023, E&P ha conseguito l'utile operativo adjusted di €2,6 mld (-39% rispetto al terzo trimestre 2022) impattato dall'indebolimento dei prezzi di realizzo (+30% circa l'utile operativo adjusted su base sequenziale). Includendo il contributo delle società all'equity, l'utile operativo proforma adjusted del terzo trimestre 2023 ammonta a €3,4 mld. Il risultato operativo adjusted dei nove mesi 2023 è stato di €7,5 mld (rispetto ai €13,5 mld dei nove mesi 2022). La produzione del trimestre è aumentata del 4% rispetto al terzo trimestre 2022, a 1,64 mln boe/g.
• GGP ha registrato l'utile operativo adjusted di €0,11 mld nel terzo trimestre 2023, scontando limitati benefici dalle attività di ottimizzazione degli asset, in un mercato caratterizzato da una volatilità relativamente più moderata e dal restringimento degli spread gas rispetto al terzo trimestre 2022.
• Enilive (Eni Sustainable Mobility) ha conseguito l'utile operativo adjusted di €0,27 mld, in leggera flessione rispetto al terzo trimestre 2022, mentre nei nove mesi è in crescita del +9%, a €0,61 mld.
• Il business Refining ha registrato l'utile operativo adjusted di €0,33 mld nel terzo trimestre 2023 rispetto all'utile di €0,4 mld nello stesso trimestre 2022, influenzato dall'andamento dei differenziali dei greggi non integralmente catturato dal SERM. Nonostante ciò, il terzo trimestre ha registrato un significativo miglioramento rispetto al precedente trimestre, grazie alla ripresa del margine dei prodotti. Nei nove mesi l'utile operativo adjusted è stato di €0,41 mld.
• Il settore Plenitude & Power ha conseguito solidi risultati con un utile operativo adjusted di €0,22 mld (+27% rispetto al terzo trimestre 2022; €0,57 mld nei nove mesi, +15% rispetto al periodo di confronto) sostenuto dal positivo andamento dell'attività retail, dalla rilevante crescita della capacità rinnovabile e dalle ottimizzazioni nel business della generazione termoelettrica, in parte compensati dai minori margini dell'energia generata dalle rinnovabili e dagli impianti termoelettrici. Plenitude ha conseguito l'EBITDA proforma adjusted di €0,75 mld nei nove mesi 2023, superiore alla previsione annuale originaria di €0,7 mld e pertanto incrementa la guidance EBITDA a circa €0,9 mld.
• Versalis ha risentito del marcato rallentamento della domanda in tutti i segmenti di mercato e dei costi di produzione relativamente più elevati in Europa, con ciò aggravando il quadro complessivo penalizzato dalla pressione competitiva dai flussi d'importazione e dall'eccesso di capacità produttiva. Nel terzo trimestre 2023 Versalis ha conseguito una perdita operativa adjusted di €0,2 mld (perdita di €0,38 mld nei nove mesi).
• L'utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni del terzo trimestre 2023 è stato di €1,82 mld, condizionato dall'indebolimento dei prezzi degli idrocarburi, ma attenuato in modo significativo dal miglioramento delle prestazioni industriali. Nei nove mesi 2023, l'utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è stato di €6,66 mld.
• Nel terzo trimestre 2023, il flusso di cassa da attività operativa adjusted ante working capital al costo di rimpiazzo di €3,4 mld, ha generato un free cash flow organico di €1,5 mld dopo aver finanziato gli investimenti organici di €1,9 mld. Nei nove mesi 2023, il flusso di cassa adjusted è stato pari a €12,9 mld, ampiamente superiore ai fabbisogni per investimenti pari a €6,7 mld, generando un free cash flow organico di €6,2 mld.
• Nei nove mesi le attività di portafoglio di €1,5 mld hanno riguardato l'acquisizione della bio-raffineria St. Bernard di Chalmette negli USA, asset a gas in Algeria e acquisizioni sinergiche agli asset esistenti

1 Per la riconciliazione dell'utile operativo proforma adjusted e il relativo breakdown per settore di attività si rinvia alla pagina 26.

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nel business delle rinnovabili, mentre sul lato disinvestimenti i principali sono stati la cessione dei diritti di trasporto del gas naturale dall'Algeria e diversi asset non strategici. Nei nove mesi 2023, il pagamento dei dividendi è stato di €2,3 mld e l'acquisto di azioni proprie di €1 mld.

• L'indebitamento finanziario netto ex-IFRS 16 al 30 settembre 2023 è pari a €8,7 mld, in aumento di circa €1,7 mld rispetto al 31 dicembre 2022; il leverage è pari a 0,15 (0,13 al 31 dicembre 2022).
• Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato la distribuzione della seconda delle quattro tranche del dividendo relativo all'esercizio 2023 pari a €0,23 per azione (per un totale di €0,94 di dividendo annuo) come deliberato dall'Assemblea degli Azionisti del maggio u.s., con data stacco cedola 20 novembre 2023 e pagamento 22 novembre 2023.
• La prima tranche del programma di acquisto di azioni proprie 2023, avviato il 12 maggio 2023, si è conclusa con l'acquisto di 62 mln di azioni proprie (pari all'1,84% del capitale sociale) per un costo complessivo di €825 mln. Inoltre, nell'ambito dell'autorizzazione dell'Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023, a settembre Eni ha avviato la seconda tranche del programma di acquisto di azioni proprie fino a un massimo di €1,375 mld, per un numero massimo di 275 mln di azioni (circa l'8% del capitale sociale) da eseguirsi entro aprile 2024. Al 20 ottobre 2023 sono state acquistate 26,5 milioni di azioni per un esborso di €400 mln.
• A settembre Eni ha collocato un prestito obbligazionario convertibile senior unsecured sustainability- linked da €1 mld con scadenza a 7 anni, il primo nel settore con queste caratteristiche. Le obbligazioni sono convertibili in rapporto 1:1 in azioni Eni quotate su Euronext Milan (Borsa Italiana) e pagheranno una cedola annuale del 2,95%.

Exploration & Production

• L'acquisizione di Neptune ha ricevuto il via libera delle Autorità antitrust UE, con il perfezionamento della transazione atteso entro il primo trimestre 2024.
• Nei nove mesi 2023, il portafoglio risorse è stato incrementato di circa 580 milioni di boe, grazie soprattutto alle scoperte realizzate nell'offshore di Egitto, Congo, Messico e Indonesia.
• In agosto, avviato il giacimento petrolifero di Baleine, offshore della Costa d'Avorio, con un rapido time- to-market. Lo start-up produttivo è stato conseguito grazie al distintivo modello Eni di sviluppo per fasi e con approccio fast track, a meno di due anni dalla scoperta e a meno di un anno e mezzo dalla decisione finale di investimento. Il progetto sarà il primo a zero emissioni nette (ambito 1 e 2) del continente africano. La produzione di gas sarà fornita alla rete nazionale, consentendo al Paese di soddisfare il proprio fabbisogno interno di elettricità, facilitando l'accesso all'energia e rafforzando il suo ruolo di hub energetico regionale per i Paesi limitrofi.
• A settembre, Eni e Oando PLC, la principale società petrolifera privata nigeriana, hanno concordato i termini per la cessione di Nigerian Agip Oil Company Ltd (NAOC Ltd), società interamente controllata da Eni e attiva in Nigeria nell'esplorazione e produzione di idrocarburi onshore e nella generazione di energia elettrica. L'accordo prevede lo scorporo della partecipazione di Eni nella JV SPDC.
• In ottobre, annunciata l'importante scoperta a gas di Geng North-1, nella licenza offshore North Ganal, in Indonesia. Le stime preliminari evidenziano volumi complessivi pari a 5 trilioni di piedi cubi (Tcf) di gas e 400 milioni di barili di condensati. Questa scoperta, unitamente all'imminente completamento dell'acquisizione di Neptune che possiede partecipazioni in attività limitrofe e al recente acquisto delle interessenze di Chevron nei blocchi Rapak e Ganal PSC, apre una serie di opportunità nel settore del gas naturale in Indonesia, dove una grande quantità di risorse di gas sarà sviluppata in sinergia con gli attuali campi operati da Eni (ad esempio Jangkrik), i nuovi progetti di sviluppo (come Geng North) e facendo leva sul terminale di esportazione di GNL di Bontang, e in tal modo contribuirà a trasformare il bacino del Kutei in un nuovo hub mondiale del gas.

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Global Gas & LNG Portfolio (GGP)

• A settembre, Eni ha firmato con la JV Marine XII in Congo un contratto di acquisto di volumi di GNL provenienti dal progetto Congo LNG fino a 4,5 mld di metri cubi/anno a partire da dicembre 2023. Il progetto e i relativi prelievi si articoleranno in due fasi: nella prima, l'impianto Tango FLNG avrà una capacità di liquefazione di 0,9 mld di metri cubi, poi nel 2025 entrerà in produzione un secondo impianto con una capacità di 3,6 mld di metri cubi.
• A ottobre, Eni ha firmato un accordo triennale di compravendita di GNL da 0,8 mld di metri cubi/anno con Merakes LNG Sellers, a partire da gennaio 2024 che, in aggiunta al contratto con Jangkrik LNG Sellers per 1,4 mld di metri cubi/anno, dal 2017, incrementa il GNL complessivo disponibile dall'impianto di Bontang.
• A ottobre, firmato un contratto di lungo termine per la fornitura fino a 1,5 mld di metri cubi di GNL/anno con QatarEnergy LNG NFE (5), la joint venture tra Eni e QatarEnergy per lo sviluppo del progetto North Field East. Il GNL sarà consegnato presso il terminale ricevente "FSRU Italia", a Piombino, con consegne previste a partire dal 2026, per 27 anni. L'accordo amplia il portafoglio di importazioni dal Qatar, rispetto a 2,9 mld di metri cubi/anno che Eni importa in Europa già dal 2007.
• Questi nuovi contratti GNL contribuiscono alla creazione di un portafoglio di contratti GNL che facendo leva sull'approccio integrato di Eni nei Paesi in cui opera e in linea con la strategia di transizione energetica, ha l'obiettivo di aumentare progressivamente la quota di gas nella produzione upstream complessiva al 60% entro il 2030, aumentando al contempo il contributo del GNL.

Enilive, Refining e Chimica

• Nel mese di giugno, avviate le operazioni presso la bioraffineria di Chalmette in Louisiana (USA) attraverso la joint venture paritetica in St. Bernard Renewables LLC (SBR) tra Eni Sustainable Mobility Spa e PBF Energy Inc. (PBF). La bioraffineria ha una capacità di lavorazione di circa 1,1 mln di tonnellate/anno di materie prime.
• A settembre, Versalis e Technip Energies, hanno finalizzato una collaborazione per integrare le rispettive tecnologie Hoop® di Versalis e di purificazione Pure.rOilTM e Pure.rGasTM di T.EN per il riciclo chimico avanzato dei rifiuti plastici.
• A settembre, Enilive e il produttore chimico sud-coreano LG Chem hanno avviato uno studio di fattibilità per la costruzione di una bioraffineria presso il complesso chimico Daesan di LG Chem, a sud-est di Seul, con una capacità di lavorazione di circa 400 mila tonnellate di materie prime biologiche utilizzando la tecnologia Ecofining™ di Eni.
• A ottobre, Versalis ha perfezionato l'acquisto del 64% della partecipazione in Novamont posseduta dall'azionista Mater-Bi, acquisendo il controllo totalitario.

Plenitude & Power

• A luglio, Vårgrønn, joint venture tra Plenitude e HitecVision, e la società irlandese di servizi energetici integrati Energia Group hanno definito un accordo per lo sviluppo di due progetti eolici offshore in Irlanda, con una capacità totale fino a 1,8 GW entro il 2030.
• A settembre, Plenitude ha inaugurato il suo primo impianto fotovoltaico realizzato nella Repubblica del Kazakhstan. L'impianto della capacità di 50 MW è in grado di produrre fino a circa 90 GWh/anno.
• A ottobre, Dogger Bank, il più grande parco eolico offshore del mondo di cui Vårgrønn detiene una quota del 20%, ha avviato la produzione di energia, trasmessa alla rete nazionale del Regno Unito.

Decarbonizzazione e Sostenibilità

• Ottenuta da parte dell'Autorità Britannica l'assegnazione della licenza per lo stoccaggio di CO2 per il giacimento a gas esaurito di Hewett, nella parte meridionale del Mare del Nord del Regno Unito. Ad ottobre, Eni ha raggiunto un accordo di principio con il Dipartimento per la Sicurezza Energetica e Net Zero del Regno Unito su termini e condizioni del modello economico, normativo e di governance per le attività di trasporto e stoccaggio di anidride carbonica nel cluster industriale CCS HyNet North West, atteso entrare in esercizio intorno alla metà del decennio corrente con una capacità di 4,5 mln di tonnellate/anno di CO2.

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• Ratings ESG/Climatici: Sustainalytics ha mantenuto anche per il 2023 Eni in fascia "medium risk". Eni è stata inoltre confermata prima tra i peer per numero di metriche soddisfatte nella valutazione Climate
  Action 100+ Net Zero Benchmark di ottobre. É stata inoltre riconosciuta dalla ricerca "Absolute Impact 2023" di Carbon Tracker per il quarto anno consecutivo unica società fra le 25 maggiori aziende del settore Oil & Gas ad aver stabilito degli obiettivi climatici che soddisfano i prerequisiti per l'allineamento all'Accordo di Parigi.
• Ad ottobre firmato un accordo con l'azienda farmaceutica Dompé nell'ambito della ricerca e sviluppo aventi come obiettivo la salute delle persone e delle comunità nei territori in cui Eni opera e più in generale tematiche di salute globale.

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Il Gruppo ha definito le seguenti previsioni operative e finanziarie riviste per l'esercizio 2023:

• E&P: produzione di idrocarburi, ridotto l'intervallo di variabilità della previsione annuale a 1,64-1,66 mln di boe/g (in precedenza 1,63-1,67 mln boe/g).
• E&P: in virtù dei recenti successi esplorativi (Egitto e Indonesia), l'obiettivo esplorativo originario di 700 mln di boe di nuove risorse sarà superato.
• GGP: confermata previsione annua di EBIT adjusted, già precedentemente rivista al rialzo, nell'intervallo €2,7 mld - €3,0 mld.
• Plenitude: EBITDA proforma adjusted rivisto al rialzo a circa €0,9 mld rispetto alla previsione originaria di €0,7 mld.
• Enilive, Refining e Chimica: EBITDA proforma adjusted di Enilive a circa €1 mld, migliorando la precedente previsione di oltre €0,9 mld. EBIT proforma adjusted2 del downstream atteso a circa €1 mld, in aumento rispetto alla previsione di metà anno di €0,8 mld.
• Risultati consolidati: rivista al rialzo la previsione annua di EBIT adjusted a circa €14 mld rispetto alla precedente indicazione nella semestrale di €12 mld, riflettendo il miglioramento dello scenario3, ma anche una stima migliorativa delle prestazioni industriali che aggiungono circa €2,6 mld di risultato, in aumento di €0,6 mld rispetto alla precedente previsione. Coerentemente con le assunzioni di EBIT, il flusso di cassa4 è atteso a circa €16,5 mld (rispetto al precedente obiettivo nell'intervallo €15,5 mld - €16 mld). Al 30 settembre 2023 conseguiti circa l'80% della previsione annua sia di EBIT adjusted sia di cash flow. Queste proiezioni sono esposte alla volatilità dei prezzi degli idrocarburi. Il management stima un impatto di circa €130 mln sul flusso di cassa per ogni variazione di 1 $ del prezzo del Brent
  (su base annua).
• Investimenti di Gruppo: attesi a circa €9 mld, in riduzione di circa il 6% rispetto alla previsione originaria, beneficiando di continue azioni di ottimizzazione e di efficienza.
• Leverage: previsto entro l'intervallo dichiarato di 0,1-0,2.
• Remunerazione degli azionisti: il dividendo 2023 di €0,94 per azione, pagato in quattro tranche, è stato approvato dall'Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023. Il pagamento della prima tranche trimestrale è stato eseguito a settembre 2023. Le prossime tranche sono previste in pagamento a novembre 2023 (€0,23 per azione5), marzo 2024 e maggio 2024. Il piano di acquisto di azioni proprie approvato dalla stessa Assemblea per un ammontare di €2,2 mld fino ad un massimo di €3,5 mld è stato avviato a maggio con completamento atteso entro aprile 2024, con un'accelerazione del passo degli acquisti attesa negli ultimi mesi del 2023.

Le prospettive sopra descritte sono dichiarazioni previsionali basate sulle informazioni ad oggi disponibili e sulle valutazioni del management e sono soggette ai potenziali rischi e incertezze dello scenario e ad altri fattori (v. disclaimer a pagina 19).

2 L'EBIT proforma adjusted include la quota Eni dei margini operativi delle società all'equity. Per la riconciliazione dell'EBIT proforma adjusted e il relativo breakdown per settore di attività si rinvia alle pagine seguenti.

3 Lo scenario aggiornato 2023 è: Brent 84 $/bbl (da 80 $/bbl); margine SERM 10,4 $/bbl (da 8 $/bbl); prezzo spot del gas PSV 474 €/Kmc (da 484 €/Kmc); tasso di cambio medio EUR/USD 1,08 (invariato).

4 Prima della variazione del capitale circolante.

5 Data di pagamento: 22 novembre 2023 (data stacco/data registrazione: 20/21 novembre 2023, rispettivamente).

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• Nel terzo trimestre '23 il settore Exploration & Production ha registrato un utile operativo adjusted di €2.605 mln, in calo del 39% rispetto al terzo trimestre '22 a causa della flessione dei prezzi del petrolio in dollari (marker Brent -14% nel trimestre) e dei prezzi di riferimento del gas in tutte le aree geografiche, che hanno influito negativamente sui prezzi di realizzo della produzione, in particolare in Europa. L'andamento negativo dei prezzi è stato in parte compensato dall'apprezzamento del tasso di cambio USD/EUR (+8%) e dagli effetti positivi volume/mix e da azioni di efficienza. Nei nove mesi '23 l'utile operativo adjusted è stato di €7.460 mln, in calo del
  45% rispetto ai nove mesi '22, a causa degli stessi driver del terzo trimestre nonché del mancato contributo delle società operative angolane a seguito del loro conferimento nella JV Azule, nel terzo trimestre 2022, i cui risultati sono rilevati nella gestione delle partecipazioni.
  L'utile operativo adjusted del settore E&P include i risultati del business CCUS e agro-biofeedstock: una perdita di €14 mln nel terzo trimestre '23 (una perdita di €44 mln nei nove mesi '23). Includendo il contributo delle società all'equity, l'utile operativo proforma adjusted del terzo trimestre '23 ammonta a €3,4 mld in riduzione del 38% (€10 mld nei nove mesi '23, - 40%), e risente anche dei maggiori costi di pozzi esplorativi d'insuccesso.
• Nel terzo trimestre '23, il settore ha registrato un utile netto adjusted di €1.513 mln, con un calo di circa il 45% rispetto al terzo trimestre '22 a causa della più debole performance operativa e dei minori proventi da partecipazioni, in particolare Vår Energi (€365 mln nei nove mesi '23 in calo di €415 mln rispetto allo stesso periodo del '22).
  La riduzione dei risultati di Azule rispetto al secondo trimestre '23 riflette le posizioni di underlifting del trimestre 2023.
  Il tax rate dei nove mesi '23 aumenta di 11 punti percentuali rispetto al periodo di confronto (in aumento di circa 4 punti percentuali nel terzo trimestre '23) per effetto: (i) dell'impatto del calo dei prezzi del petrolio e del gas; (ii) dell'impatto dell'imposta sui profitti energetici del Regno Unito, non considerata special item (efficace dal terzo trimestre 2022); e (iii) dell'impatto di alcuni costi non deducibili (per esempio le radiazioni di costi esplorativi).

Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo "Special item" nella sezione Risultati di gruppo.

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1. Include vendite intercompany.

• Nel terzo trimestre del 2023 le vendite di gas naturale sono state pari a 10,91 mld di metri cubi, in calo del 18% rispetto allo stesso periodo del 2022, principalmente a causa dei minori volumi di gas commercializzati in Italia (-29%) a seguito delle minori vendite all'hub e nel segmento industriale. Nei mercati europei i volumi di gas sono diminuiti del 7% per minori vendite nella Penisola Iberica e in Benelux. Nei nove mesi 2023 le vendite di gas naturale sono state pari a 36,90 mld di metri cubi, in calo del 18% rispetto allo stesso periodo del 2022, a causa dei minori volumi di gas commercializzati in Italia (-24% rispetto al periodo di confronto) in tutti i segmenti e nei mercati europei (-13% rispetto ai nove mesi '22).

• Nel terzo trimestre 2023 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito un utile operativo adjusted di €111 mln, in riduzione del 90% rispetto al periodo di confronto. I risultati del terzo trimestre scontano limitati benefici derivanti da attività di ottimizzazione in un contesto di mercato caratterizzato da una minore volatilità e spread del gas più contenuti rispetto allo stesso periodo del 2022. Inoltre, alcuni interventi di manutenzione sull'infrastruttura hanno ridotto la flessibilità e le opportunità di arbitraggio. Nei nove mesi 2023 l'utile operativo adjusted è stato di €2.570 mln, con un miglioramento di €570 mln rispetto allo stesso periodo del 2022.
  Nel terzo trimestre 2023 l'utile operativo proforma adjusted che integra i margini operativi delle società all'equity è di €0,15 mld vs. €1,08 mld nel terzo trimestre 2022 (€2,72 mld nei nove mesi 2023 vs. €2 mld nel periodo di confronto).

Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo "Special item" nella sezione Risultati di gruppo.

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