16/02/2024 - Eni S.p.A.: Comunicato stampa - Eni: risultati del quarto trimestre e dell’esercizio 2023

Highlight finanziari del quarto trimestre 2023

• Nonostante la volatilità dello scenario caratterizzato dalla flessione dei prezzi del petrolio Brent (-5% rispetto al quarto trimestre 2022) e del gas (diminuiti del 57% nel mercato europeo), l'utile ante imposte adjusted del quarto trimestre 2023 di €3,2 mld (€15,1 mld su base annua) evidenzia la robusta performance conseguita dal Gruppo grazie alla efficace gestione industriale e alla disciplina finanziaria.
• L'utile operativo proforma adjusted1 nel quarto trimestre 2023 è stato di €3,8 mld (con un rilevante €17,8 mld nell'anno) trainato dai solidi risultati di E&P, dalla performance record di GGP e dal contributo positivo di Plenitude.
• E&P ha conseguito l'utile operativo adjusted di €2,4 mld nel quarto trimestre 2023 (-17% rispetto al quarto trimestre 2022) impattato dall'indebolimento dei prezzi di realizzo, in parte compensato dalla notevole ripresa della produzione di idrocarburi aumentata del 6% a 1,71 mln di boe/g nel trimestre.
  Su base annua l'utile operativo adjusted di €9,9 mld (€16,5 mld nel 2022) ha risentito dei deboli prezzi di realizzo e degli effetti del deconsolidamento di Azule. Includendo il contributo delle società all'equity, l'utile operativo proforma adjusted dell'esercizio 2023 ammonta a €13,3 mld (€20,9 mld nel 2022).
• GGP ha conseguito l'utile operativo adjusted di €0,68 mld nel quarto trimestre 2023, che include l'esito favorevole di una procedura arbitrale. Nell'esercizio 2023, il settore ha conseguito l'utile operativo adjusted record di €3,2 mld, con un aumento del 57% rispetto al 2022, grazie all'ottimizzazione del portafoglio di gas naturale e GNL e ai benefici derivanti dalle rinegoziazioni contrattuali, assicurando al contempo la stabilità delle forniture ai mercati europei e compensando la flessione delle importazioni dalla Russia. Includendo il contributo della JV SeaCorridor, l'utile operativo proforma adjusted dell'esercizio 2023 ammonta a €3,4 mld.
• Enilive ha registrato l'utile operativo adjusted di €0,12 mld nel quarto trimestre 2023, con un incremento del 5% rispetto al quarto trimestre 2022, €0,73 mld nell'anno '23 (+8%), beneficiando della solida prestazione del Marketing. L'EBITDA proforma adjusted per l'esercizio 2023 pari a €1 mld è in linea con la guidance.
• Il business Refining ha risentito nel quarto trimestre 2023 dell'andamento negativo dello scenario di raffinazione dovuto alla flessione del 40% del SERM rispetto allo stesso periodo del 2022 e alla contrazione degli spread tra greggi pesanti/leggeri, con un utile operativo adjusted di €0,03 mld rispetto a €0,36 mld del quarto trimestre 2022 (€0,44 mld nell'esercizio '23 rispetto a €1,51 mld nel 2022).
• Il settore Plenitude & Power ha conseguito l'utile operativo adjusted di €0,11 mld nel quarto trimestre 2023 (-6% rispetto al quarto trimestre 2022) influenzato dai minori margini dell'energia generata dalle rinnovabili e dagli impianti termoelettrici. Su base annua, l'utile operativo adjusted di €0,68 mld, con un incremento dell'11%, è stato sostenuto dalla robusta performance dell'attività retail e dall'entrata a regime di significativa capacità di generazione da fonti rinnovabili. L' EBITDA proforma adjusted di Plenitude dell'esercizio 2023 è stato pari a €0,93 mld, superando la guidance originaria.
• Versalis ha registrato la perdita operativa adjusted di €0,24 mld nel quarto trimestre 2023 (€0,61 mld nell'esercizio 2023). Tale performance negativa ha risentito del rallentamento dello scenario macroeconomico e dei costi di produzione più elevati in Europa.
• L'utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni del quarto trimestre 2023 è stato di €1,64 mld con un tax rate consolidato di circa 48%. Nell'esercizio 2023 l'utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è stato di €8,3 mld e il tax rate di circa 44%.
• Nel quarto trimestre 2023 il flusso di cassa da attività operativa adjusted ante working capital al costo di rimpiazzo è stato di €3,6 mld, superiore agli investimenti organici di €2,4 mld, generando pertanto un free cash flow organico di €1,2 mld. Nell' esercizio 2023, il flusso di cassa adjusted è stato pari a €16,5 mld, superiore ai fabbisogni per investimenti pari a €9,2 mld, generando un free cash flow organico di circa €7,3 mld che ha consentito di remunerare gli azionisti attraverso il pagamento dei dividendi (€3 mld) e il programma di acquisto azioni proprie (€1,8 mld) e di perseguire strategiche opportunità di portafoglio per accelerare la crescita nel business della decarbonizzazione (€2,4 mld), inclusa l'acquisizione di Chalmette negli Stati Uniti, l'incremento della partecipazione in Novamont ottenendone il controllo, e l'acquisto di asset a gas in Algeria.

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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• L'indebitamento finanziario netto ex-IFRS 16 al 31 dicembre 2023 è pari a €10,9 mld, in aumento di circa €3,9 mld rispetto al 31 dicembre 2022; il leverage è pari a 0,20 (0,13 al 31 dicembre 2022).
• A novembre 2023 è stata distribuita la seconda delle quattro tranche del dividendo relativo all'esercizio 2023 pari a €0,23 per azione per un totale di €0,75 mld. La terza tranche del dividendo 2023 di €0,24 per azione è stata deliberata dallo stesso Consiglio di Amministrazione ed è prevista in pagamento il prossimo 20 marzo.
• A settembre Eni ha avviato la seconda tranche del programma di acquisto di azioni proprie 2023 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 9 febbraio 2024 sono state acquistate 84,5 milioni di azioni per un esborso di €1,275 mld.
• A dicembre, Plenitude ed Energy Infrastructure Partners (EIP) hanno firmato un accordo che, al perfezionamento previsto all'inizio del 2024, consentirà a EIP di entrare nel capitale sociale di Plenitude attraverso un aumento di capitale fino a €0,7 mld pari a circa il 9% del capitale sociale della Società. L'operazione implica un enterprise value di Plenitude di circa €10 mld e rafforzerà la struttura finanziaria consolidata di Eni. Al 31 dicembre 2023, il debito netto di Plenitude ammontava a circa €2,2 mld.

Principali sviluppi di business

Exploration & Production

• Nell'esercizio 2023, l'attività esplorativa ha realizzato un'eccellente performance, incrementando il portafoglio risorse di circa 900 mln di boe grazie principalmente alla importante scoperta Geng North in Indonesia, una delle maggiori del settore, e a numerose scoperte in Egitto, Messico, Algeria, Tunisia ed Emirati Arabi Uniti.
• Nel quarto trimestre 2023, la produzione di idrocarburi ha ripreso il trend di crescita raggiungendo 1,71 mln boe/g, in aumento del 6% rispetto al quarto trimestre '22. Su base annua la produzione ha raggiunto 1,66 mln di boe/g, il massimo obiettivo di produzione rispetto all'intervallo target annunciato.
• Tra i principali sviluppi produttivi dell'anno, annoveriamo l'avvio del giacimento a olio di Baleine, nell'offshore della Costa d'Avorio, a meno di due anni dalla scoperta, e il commissioning della nave Tango FLNG nel blocco Marine XII nell'offshore del Congo, che consegnerà il primo carico di GNL nel primo trimestre 2024 nei tempi previsti.
• A gennaio 2024 è stata finalizzata l'acquisizione di Neptune che contribuirà ai risultati del 2024. L'operazione, che comprende l'intero portafoglio di Neptune ad eccezione delle attività in Norvegia (acquisite da Vår Energi partecipata da Eni al 63%) e in Germania (scorporate dall'operazione), è in linea con la strategia di Eni di fornire energia a prezzi accessibili, sicura e a contenute emissioni di carbonio, garantita dal gas naturale.
• L'Indonesia è prevista diventare uno dei principali driver di crescita del gas naturale nell'E&P. La scoperta giant di Geng North, unitamente all'integrazione delle quote acquisite di Neptune, nonché di Chevron nei blocchi Rapak e Ganal, già partecipati da Eni, ci consentono il controllo di risorse rilevanti che saranno sviluppate in sinergia con gli attuali campi operati da Eni e con il terminale di esportazione di GNL di Bontang, con l'obiettivo di contribuire a trasformare il bacino del Kutei in un nuovo hub mondiale del gas.

Global Gas & LNG Portfolio (GGP)

• Il settore GGP è riuscito a garantire forniture stabili e affidabili di gas naturale ai mercati europei, nonostante una massiccia contrazione dei flussi di importazione dalla Russia.
• A novembre, Eni ha sottoscritto un accordo con Open EP per garantire il flusso di gas dalla Francia alla Svizzera e all'Italia anche in caso di interruzioni o significative riduzioni dei flussi di gas dalla Germania.

Enilive, Refining e Chimica

• Nel quarto trimestre 2023 la bioraffineria Chalmette in Louisiana (USA), avviata a giugno, attraverso una joint venture paritetica (50-50) tra EniLive e PBF Energy ha lavorato 81 mila tonnellate (204 mila tonnellate nel secondo semestre).
• A ottobre, Versalis ha perfezionato l'acquisto del 64% della partecipazione in Novamont posseduta dall'azionista Mater- Bi, acquisendo il controllo totalitario.

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• A ottobre, Versalis ha avviato nello stabilimento di Mantova la costruzione dell'impianto demo di Hoop®, la tecnologia proprietaria per il riciclo chimico dei rifiuti in plastica mista. Hoop® nasce da un progetto congiunto con la società italiana di ingegneria S.R.S. per sviluppare una tecnologia innovativa, complementare al riciclo meccanico, capace di trasformare i rifiuti in plastica mista in materia prima per produrre nuovi polimeri vergini.
• A novembre, firmato un accordo con Saipem, per lo studio e l'eventuale realizzazione di impianti per la produzione di biocarburanti per l'aviazione e il trasporto su strada.
• 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 400.000 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 100.000 tonnellate di Sustainable Aviation Fuel (SAF) tra il 2025 e il 2030.
• A gennaio, confermata la decisione per la realizzazione di una terza bioraffineria in Italia a Livorno dotata di una capacità di 500 mila tonnellate/anno. Il progetto, in attesa del completamento dell'iter autorizzativo, prevede la costruzione di un'unità di pretrattamento delle cariche biogeniche, un impianto Ecofining™ e un impianto per la produzione di idrogeno da gas metano. Il completamento e l'avvio sono previsti entro il 2026.

Plenitude & Power

• A ottobre, Dogger Bank, il più grande impianto eolico offshore del mondo di cui Vårgrønn possiede la quota del 20%, ha avviato la produzione di energia, trasmessa alla rete nazionale del Regno Unito.
• A dicembre, GreenIT, la JV partecipata da Plenitude, ha firmato un accordo con Galileo, piattaforma paneuropea di sviluppo ed investimento nel settore delle energie rinnovabili, per la realizzazione di progetti fotovoltaici in Italia con una capacità complessiva di circa 140 MW, con l'obiettivo di raggiungere circa 1.000 MW.
• A dicembre è stato firmato l'accordo con il quale Plenitude ha acquisito dalla società EDP Renováveis, S.A. un'interessenza dell'80% di impianti fotovoltaici situati negli Stati Uniti, Cattlemen, (Texas), Timber Road e Blue Harvest (Ohio), con una capacità complessiva installata di circa 478 MW, 383 MW in quota Plenitude.
• A dicembre, Plenitude ha siglato un accordo per l'ingresso nella partnership strategica con BlueFloat Energy e Sener Renewable Investments per lo sviluppo di progetti eolici offshore in Spagna. L'accordo consentirà di creare un consorzio leader nel settore dell'eolico offshore spagnolo con un portafoglio di circa 1,25 GW di progetti eolici offshore galleggianti.

Decarbonizzazione e Sostenibilità

• I volumi di gas naturale associato prodotti nel giacimento di Baleine, recentemente avviato nell'offshore della Costa d'Avorio, sono consegnati gratuitamente alle società di stato per alimentare la produzione di energia elettrica del Paese, contribuendo in modo significativo alla riduzione della povertà energetica e al miglioramento dello sviluppo locale, nell'ambito del modello di partnership dual flag di Eni.
• Eni UK si è aggiudicata una licenza per la valutazione e lo stoccaggio di anidride carbonica (CS Licence) per il giacimento esaurito di Hewett, nel tratto meridionale del Mare del Nord del Regno Unito.
• A novembre, il progetto integrato di cattura e stoccaggio di anidride carbonica (CCS) Callisto è stato inserito nell'elenco europeo dei Progetti di interesse comune (Progetti PCI). Il progetto, che Eni sta sviluppando come operatore in joint venture con Snam, prevede la costruzione di un hub CCS nell'offshore di Ravenna (Italia) sfruttando i giacimenti a gas esauriti di Eni nell'area.
• A ottobre, Eni e il governo britannico hanno raggiunto un accordo di principio sul modello economico per le attività di trasporto e stoccaggio della CO2 presso l'hub CCS HyNet NorthWest operato da Eni che si prevede diventi operativo intorno alla metà di questo decennio con una capacità iniziale di stoccaggio di 4,5 mln tonnellate/anno di CO2.
• A dicembre, Eni Rovuma Basin (Mozambico) ha annunciato l'avvio della produzione di olio vegetale da utilizzare come materia prima nelle bioraffinerie Eni. L'olio vegetale estratto da prodotti provenienti dall'industria di agro-trasformazione

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locale preserva l'agricoltura, garantendo al contempo la tracciabilità, il rispetto dei diritti umani e il contributo allo sviluppo locale.

• A dicembre, Eni ha firmato una nuova linea di credito revolving Sustainability-Linked da €3 mld della durata di 5 anni, collegata al raggiungimento di due obiettivi del proprio "Sustainability-Linked Financing Framework" aggiornato ad aprile 2023.
• A dicembre, Eni è stata classificata "Gold Standard" nell'ambito del programma Oil and Gas Methane Partnership 2.0 (OGMP 2.0), come riportato nell'International Methane Emissions Observatory (IMEO) pubblicato dal Programma delle Nazioni Unite per l'Ambiente (UNEP), a seguito della positiva valutazione per aver migliorato significativamente la rendicontazione delle emissioni di metano e per aver già rispettato la raccomandazione dell'Oil and Gas Climate Initiative (OGCI) di ridurre l'intensità delle emissioni di metano "ben al di sotto dello 0,2%" entro il 2025. Eni ha già raggiunto questo obiettivo grazie ad una continua attenzione alla riduzione delle emissioni fuggitive ed a progetti di abbattimento del metano da venting e flaring. Nel 2022 questo valore si attesta allo 0,08%.
• Rating ESG/Clima: Sustainalytics ha confermato Eni nella fascia di "rischio medio" anche nel 2023. Eni è stata anche confermata prima tra i suoi peers per numero di metriche allineate nella valutazione Climate Action 100+ Net Zero Benchmark pubblicata ad ottobre. Inoltre, Eni è stata riconosciuta per il quarto anno consecutivo dalla ricerca "Absolute Impact 2023" di Carbon Tracker come l'unica azienda tra le 25 maggiori del settore Oil & Gas ad aver definito obiettivi climatici allineati all'Accordo di Parigi.
• Eni ha annunciato il suo sostegno finanziario al Global Flaring and Methane Reduction trust fund (GFMR), un programma promosso dalla Banca Mondiale per aiutare i governi e gli operatori dei Paesi in via di sviluppo ad azzerare il flaring di routine e a ridurre le emissioni di metano del settore O&G fino a portarle quasi a zero entro il 2030.
• A dicembre è stato avviato in Ruanda un programma di efficienza energetica attraverso la consegna di fornelli migliorati alle famiglie del distretto di Nyagatare. L'intero programma prevede la fornitura e il monitoraggio di 500.000 fornelli migliorati nei prossimi 10 anni per ridurre le emissioni di CO2 e migliorare le condizioni di salute durante la cottura dei cibi.
• A dicembre, Eni ha firmato un accordo volontario di cooperazione di 5 anni con l'Organizzazione Internazionale per le Migrazioni (OIM) per incrementare l'occupazione giovanile nella regione libica del Fezzan. Il progetto coinvolgerà 850 tirocinanti e migliorerà le loro competenze professionali creando una forza lavoro più forte in settori chiave, come l'agroalimentare, facilitandone l'inserimento nei settori dell'agricoltura, dell'edilizia e dell'industria, migliorando al contempo le prospettive dei giovani attraverso servizi di istruzione, formazione e occupazione.

Outlook 2024

Le prospettive del business e i principali target industriali e finanziari a breve/medio e lungo termine saranno illustrati nella Strategy Presentation prevista per il 14 marzo. Il contenuto del Capital Markets Day sarà diffuso con un comunicato stampa emesso nella stessa giornata, disponibile sul sito web di Eni (eni.com), e secondo le altre modalità previste dai listing standard.

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Analisi per segmento di business

Exploration & Production

Produzione e prezzi

III Trim.			IV Trim.			Esercizio
2023			2023		2022	var %	2023	2022	var %
	Produzioni
758	Petrolio	mgl di barili/g	781		776	1	769	751	2
130	Gas naturale	mln di metri cubi/g	137		125	10	131	128	2
1.635	Idrocarburi ⁽ᵃ⁾	mgl di boe/g	1.708		1.617	6	1.655	1.610	3
	Prezzi medi di realizzo ⁽ᵇ⁾
79,13	Petrolio	$/barile	77,53		77,60	(0)	74,87	92,39	(19)
240	Gas naturale	$/mgl di metri cubi	255		308	(17)	257	304	(15)
57,20	Idrocarburi	$/boe	57,48		61,96	(7)	56,23	69,06	(19)

1. Con effetto 1 gennaio 2023, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00675 barili di petrolio equivalente (in precedenza 1 mc = 0,00671 boe). L'effetto sulle produzioni è di 5 mila boe/giorno nel quarto trimestre e nell'anno. I precedenti trimestri 2023 sono stati coerentemente riesposti.
2. I prezzi si riferiscono alle società consolidate.

• Nel quarto trimestre '23 la produzione di idrocarburi è stata in media di 1,71 milioni di boe/giorno (1,66 milioni di boe/giorno nell'anno '23), in aumento del 6% rispetto al quarto trimestre '22 (+3% rispetto all'anno '22). La produzione è stata sostenuta dal ramp-up in Mozambico, dallo start-up del progetto Baleine in Costa d'Avorio, dalla maggiore attività in Algeria che beneficia anche delle acquisizioni, in Kazakhstan a causa di eventi non pianificati verificatisi nello stesso periodo del '22, nonché in Libia e Indonesia. Questi aumenti sono stati compensati dalla minore produzione dovuta al declino dei campi maturi. Nel confronto sequenziale, la produzione è in aumento di circa il 5% per gli stessi driver descritti in precedenza.
• La produzione di petrolio è stata di 781 mila barili/g nel quarto trimestre '23 (769 mila barili/g nell'anno '23, +2% rispetto all'anno '22), in aumento dell'1% rispetto al quarto trimestre '22. La crescita della produzione in Kazakhstan e Costa d'Avorio è stata in parte compensata dal declino dei campi maturi.
• La produzione di gas naturale è stata di 137 mln di metri cubi/g nel quarto trimestre '23 (131 mln di metri cubi/g nell'anno '23, +2% rispetto all'anno '22), in aumento del 10% rispetto al quarto trimestre '22. La crescita della produzione in Algeria, Mozambico, a seguito del ramp-up del progetto Coral Floating LNG, Libia, Indonesia e Kazakhstan, è stata compensata dal declino dei campi maturi.

Riserve certe di idrocarburi - dati preliminari

(miliardi di boe)
Riserve certe al 31 dicembre 2022		6,6
Promozioni		0,4
Produzione		(0,6)
Riserve certe al 31 dicembre 2023		6,4
Tasso di rimpiazzo all sources	(%)	67

• Nel 2023 le promozioni nette di riserve certe sono state di 0,4 mld di boe. Le promozioni sono riferibili a nuove scoperte, estensioni e revisioni di precedenti stime. Tali incrementi rapportati alla produzione dell'anno esprimono un tasso di rimpiazzo all sources del 67%.
• La vita residua delle riserve è di 10,6 anni al 31 dicembre 2023.
• L'informativa completa sulle riserve certe di idrocarburi sarà fornita nella Relazione Finanziaria Annuale e nell'Annual Report on Form 20-F 2023.

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Risultati2

			III Trim.		IV Trim.		Esercizio
2023	(€ milioni)	2023	2022	var %	2023	2022	var %
2.542	Utile (perdita) operativo	1.463	2.280	(36)	8.549	15.963	(46)
78	Esclusione special items	968	643		1.385	506
2.620	Utile (perdita) operativo adjusted	2.431	2.923	(17)	9.934	16.469	(40)
(93)	Proventi (oneri) finanziari netti	26	(128)		(196)	(319)
243	Proventi (oneri) su partecipazioni	414	691		1.321	2.086
85	di cui: - Vår Energi	89	171		454	951
105	- Azule	255	281		653	455
	2.770	Utile (perdita) ante imposte adjusted	2.871	3.486	(18)	11.059	18.236	(39)
	(1.241)	Imposte sul reddito	(1.448)	(1.598)		(5.543)	(7.402)
44,8	tax rate (%)	50,4	45,8		50,1	40,6
	1.529	Utile (perdita) netto adjusted	1.423	1.888	(25)	5.516	10.834	(49)
				I risultati includono:
128	Costi di ricerca esplorativa:	331	361	(8)	687	605	14
46	- costi di prospezioni, studi geologici e geofisici	40	55		205	220
82	- radiazione di pozzi di insuccesso	291	306		482	385
	1.425	Investimenti tecnici	1.809	1.999	(10)	7.133	6.252	14

• Nel quarto trimestre '23 il settore Exploration & Production ha registrato un utile operativo adjusted di €2.431 mln, in calo del 17% rispetto al quarto trimestre '22 a causa della flessione dei prezzi del petrolio in dollari (marker Brent -5% 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, nonchè dell'apprezzamento del tasso di cambio EUR/USD (+5%). Tali effetti negativi sono stati in parte assorbiti dagli effetti positivi volume/mix. Nell'anno '23 l'utile operativo adjusted è stato di €9.934 mln, in calo del 40% rispetto all'anno '22, a causa degli stessi driver del quarto trimestre, dei maggiori costi esplorativi 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.

Includendo il contributo delle società all'equity, l'utile operativo proforma adjusted del quarto trimestre '23 ammonta a €3,3 mld in riduzione del 20% (€13,3 mld nell'anno '23, -36%).

• Nel quarto trimestre '23, il settore ha registrato un utile netto adjusted di €1.423 mln, con un calo di circa il 25% rispetto al quarto trimestre '22 a causa della più debole performance operativa e dei minori proventi da partecipazioni, in particolare Vår Energi (€454 mln nell'anno '23 in calo di €497 mln rispetto all'anno '22).
  Su base annua, il tax rate aumenta di oltre 9 punti percentuali rispetto al periodo di confronto (in aumento di oltre 4 punti percentuali nel quarto 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.

2 A partire dal quarto trimestre 2023, i risultati dei business Cattura, Stoccaggio e Utilizzo della CO2 e dell'Agri-business, in fase di sviluppo, precedentemente inclusi nel settore E&P, sono stati riclassificati nel settore "Corporate e altre attività". I precedenti trimestri 2023 e i dati comparativi sono stati coerentemente riesposti; gli effetti sono immateriali.

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Global Gas & LNG Portfolio

Vendite

III Trim.			IV Trim.			Esercizio
2023			2023		2022	var %	2023	2022	var %
34	Prezzo spot del Gas Italia al PSV	€/MWh	41		95	(57)	42	122	(65)
33	TTF		41		94	(57)	41	121	(66)
1	Spread PSV vs. TTF		0		1	(78)	2	1	21
	Vendite di gas naturale	mld di metri cubi
4,99	Italia		6,58		7,32	(10)	24,40	30,67	(20)
5,32	Resto d'Europa		6,50		7,71	(16)	23,84	27,41	(13)
0,45	di cui: Importatori in Italia		0,60		0,80	(25)	2,29	2,43	(6)
4,87	Mercati europei		5,90		6,91	(15)	21,55	24,98	(14)
0,60	Resto del Mondo		0,53		0,52	2	2,27	2,44	(7)
10,91	Totale vendite gas ⁽*⁾		13,61		15,55	(12)	50,51	60,52	(17)
2,0	di cui: vendite di GNL		2,4		2,4	(0)	9,6	9,4	2

1. Include vendite intercompany.

• Nel quarto trimestre 2023 le vendite di gas naturale sono state pari a 13,61 mld di metri cubi, in calo del 12% rispetto allo stesso periodo del 2022, a causa dei minori volumi di gas commercializzati in Italia (-10%) in particolare nel segmento grossisti e alla borsa. Nei mercati europei i volumi di gas sono diminuiti del 15% per minori vendite in Germania, Turchia e Benelux. Nell'anno 2023 le vendite di gas naturale sono state pari a 50,51 mld di metri cubi, in calo del 17% rispetto all'anno 2022, a causa dei minori volumi di gas commercializzati in Italia (-20% rispetto al 2022) in tutti i segmenti e nei mercati europei (-14% vs. 2022).

Risultati

		III Trim.		IV Trim.			Esercizio
2023	(€ milioni)	2023	2022	var %	2023	2022	var %
324	Utile (perdita) operativo	1.293	3.728	(65)	2.431	3.730	(35)
(213)	Esclusione special item	(616)	(3.665)		816	(1.667)
111	Utile (perdita) operativo adjusted	677	63	..	3.247	2.063	57
(5)	Proventi (oneri) finanziari netti	7	22			1	(17)
11	Proventi (oneri) su partecipazioni	8	1			49	4
11	di cui: SeaCorridor	8				49
	117	Utile (perdita) ante imposte adjusted	692	86	..		3.297	2.050	61
(42)	Imposte sul reddito	(201)	(346)			(924)	(1.068)
	75	Utile (perdita) netto adjusted	491	(260)	..		2.373	982	..
	4	Investimenti tecnici	6	9	(33)		16	23	(30)

• Nel quarto trimestre 2023 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito un utile operativo adjusted di €677 mln, riflettendo il positivo esito di una procedura di arbitraggio. Il risultato strutturale del business che non include gli effetti one-off è sostanzialmente in linea con le assunzioni dell'ultima guidance comunicata al mercato, considerando uno scenario caratterizzato da una più contenuta volatilità degli spread del gas e dei prezzi.
  Nell'anno 2023 l'utile operativo adjusted è stato di €3.247 mln, in crescita del 57% rispetto all'anno 2022, guidato dalle ottimizzazioni del portafoglio di gas naturale e GNL, rinegoziazioni contrattuali che hanno aiutato a compensare la contrazione delle importazioni dalla Russia, mantenendo stabilità e sicurezza delle forniture verso i mercati Europei.
• Nel quarto trimestre 2023 l'utile operativo proforma adjusted che integra i margini operativi delle società all'equity è di €717 mln vs. €63 mln nel quarto trimestre 2022 (€3.433 mln nell'anno 2023 vs. €2.063 mln 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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Enilive, Refining e Chimica

Produzioni e vendite

III Trim.			IV Trim.			Esercizio
2023			2023		2022	var %	2023		2022	var %
14,7	Standard Eni Refining Margin (SERM)	$/barile	8,1		13,6	(40)	10,1		8,5	19
4,25	Lavorazioni in conto proprio Italia	mln ton	4,30		3,73	15	16,88		16,12	5
2,82	Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo		2,62		2,86	(9)	10,51		11,00	(5)
7,07	Totale lavorazioni in conto proprio		6,92		6,59	5	27,39		27,12	1
78	Tasso utilizzo impianti di raffinazione	%	78		74		77		79
325	Lavorazioni bio	mgl ton	265		129	..	866		543	59
88	Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio ⁽ᵃ⁾	%	72		55		72		58
	Marketing
2,01	Vendite rete Europa	mln ton	1,86		1,90	(2)	7,51		7,50	0
1,42	Vendite rete Italia		1,32		1,37	(4)	5,32		5,38	(1)
0,59	Vendite rete resto d'Europa		0,54		0,53	2	2,19		2,12	3
21,6	Quota mercato rete Italia	%	21,8		21,8		21,4		21,7
2,36	Vendite extrarete Europa	mln ton	2,06		2,15	(4)	8,39		8,63	(3)
1,79	Vendite extrarete Italia		1,58		1,55	2	6,45		6,19	4
0,57	Vendite extrarete resto d'Europa		0,48		0,60	(21)	1,94		2,44	(21)
	Chimica
0,8	Vendite prodotti chimici	mln ton	0,8		0,8	(3)	3,1		3,8	(18)
50	Tasso utilizzo impianti	%	48		44		52		59

1. Ricalcolato sulla base della capacità effettiva dell'impianto.

• Nel quarto trimestre 2023 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining margin) si è attestato in media a 8,1 $/barile, rispetto a 13,6 $/barile nel quarto trimestre 2022. Su base annua, i margini di raffinazione registrano un aumento (10,1 $/barile nei dodici mesi 2023 rispetto a 8,5 $/barile nei dodici mesi 2022) trainati principalmente dalla riduzione dei prezzi del gas naturale. Si osserva che, nelle correnti condizioni di mercato di contrazione dei differenziali tra greggi pesanti/leggeri, il SERM non è in grado di rappresentare in maniera completa l'effettivo margine della raffinazione.
• Nel quarto trimestre 2023 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 4,30 mln di tonnellate, sono in aumento del 15% rispetto al quarto trimestre 2022 per effetto dei maggiori volumi lavorati in particolare presso le raffinerie di Sannazzaro e Milazzo, a seguito di iniziative di ottimizzazione. Nell'anno, le lavorazioni ammontano a 16,88 mln di tonnellate, aumentando del 5% rispetto al 2022, per gli stessi driver del quarto trimestre, in parte compensati dall'effetto delle maggiori fermate dell'impianto di Livorno. Nel resto del mondo, le lavorazioni sono in diminuzione rispetto al quarto trimestre 2022 (nel 2023, le lavorazioni registrano una riduzione del 5% rispetto al 2022) a causa dei minori volumi processati in Germania.
• Nel quarto trimestre 2023 i volumi di lavorazione bio pari a 265 mila tonnellate sono più che raddoppiati rispetto all'analogo periodo del 2022 ed hanno beneficiato del contributo della bioraffineria di Chalmette e dei maggiori volumi lavorati presso le bioraffinerie di Gela e di Venezia. Su base annua, i volumi di lavorazioni bio ammontano a 866 mila tonnellate, registrando un aumento del 59% rispetto al 2022, beneficiando del citato contributo di Chalmette e dei maggiori volumi lavorati presso la bioraffineria di Gela.
• Nel quarto trimestre 2023 le vendite rete in Italia pari a 1,32 mln di tonnellate sono in riduzione del 4% rispetto al periodo di confronto per effetto delle minori vendite di gasolio, a causa del calo dei consumi. Nell'anno 2023, le vendite retail si attestano a 5,32 mln di tonnellate, sostanzialmente in linea rispetto al 2022.
• Nel quarto trimestre 2023 le vendite extrarete in Italia pari a 1,58 mln di tonnellate sono in aumento del 2% rispetto al quarto trimestre 2022 a seguito principalmente dei maggiori volumi commercializzati di jet fuel. Positiva la performance su base annua con 6,45 mln di tonnellate, in aumento del 4% rispetto al 2022 per lo stesso driver del trimestre.
• Le vendite di prodotti petrolchimici nel quarto trimestre 2023 pari a 0,8 mln di tonnellate registrano un lieve calo rispetto al periodo di confronto. Nell'anno 2023, le vendite ammontano a 3,1 milioni di tonnellate, in diminuzione del 18% rispetto al 2022, per la minore disponibilità di prodotti a causa delle fermate programmate presso gli stabilimenti di Marghera e Dunkerque.
• Nel quarto trimestre 2023 il margine del cracker è in calo rispetto allo stesso periodo del 2022. Anche i margini sul polietilene e sugli stirenici hanno riportato una riduzione rispetto al quarto trimestre 2022, a seguito dei ridotti prezzi delle commodity.

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Risultati

III Trim.		IV Trim.		Esercizio
2023	(€ milioni)	2023	2022	var %	2023		2022	var %
681	Utile (perdita) operativo	(1.503)	(1.228)	(22)	(1.397)		460	..
(363)	Esclusione (utile) perdita di magazzino	440	730		604		(416)
83	Esclusione special item	976	877		1.348		1.885
401	Utile (perdita) operativo adjusted	(87)	379	..	555		1.929	(71)
271	- Enilive	117	111	5	728		672	8
328	- Refining	33	355	(91)	441		1.511	(71)
(198)	- Chimica	(237)	(87)	..	(614)		(254)	..
(17)	Proventi (oneri) finanziari netti	(3)	6		(38)		(36)
126	Proventi (oneri) su partecipazioni	64	244		412		637
103	di cui: ADNOC R&GT	73	228		400		568
13	St. Bernard Renewables Llc	(19)			(6)
510	Utile (perdita) ante imposte adjusted	(26)	629	..	929		2.530	(63)
(183)	Imposte sul reddito	49	(100)		(259)		(616)
327	Utile (perdita) netto adjusted	23	529	(96)	670		1.914	(65)
359	Enilive EDITDA proforma adjusted	181	176	3	1.001		920	9
199	Investimenti tecnici	429	461	(7)	982		878	12

• Nel quarto trimestre 2023, Enilive ha conseguito un utile operativo adjusted di €117 mln, in aumento del 5% rispetto al quarto trimestre 2022 (+8% su base annua a €728 mln) per effetto della solida performance del Marketing.
• Il business Refining nel quarto trimestre 2023 ha conseguito un utile operativo adjusted pari a €33 mln che si confronta con un utile operativo adjusted pari a €355 mln conseguito nel quarto trimestre 2022 (nei dodici mesi 2023 utile operativo adjusted pari a €441 mln rispetto a €1.511 mln nei dodici mesi 2022). I risultati del quarto trimestre 2023 sono stati negativamente influenzati dalla riduzione dei differenziali tra greggi pesanti e leggeri e dai crack spread dei prodotti, in parte compensati dalla riduzione del costo delle utilities dovuta al calo dei prezzi del gas naturale, rispetto al quarto trimestre 2022 che riportava margini di raffinazione eccezionalmente elevati.
• Nel quarto trimestre 2023 il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa adjusted pari a €237 mln, in aumento rispetto al quarto trimestre 2022. 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. Nell'anno 2023, il business ha registrato una perdita operativa adjusted pari a €614 mln (€254 mln nel 2022) dovuta alle stesse condizioni di mercato avverse del trimestre.

Nel 2023 Enilive, Refining e Chimica hanno conseguito un utile operativo proforma adjusted, che include le entità valutate all'equity, di €0,96 mld (€2,45 mld nel 2022).

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

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