ENI * RISULTATI PRIMO TRIMESTRE 2023: « UTILE ANTE IMPOSTE ADJUSTED A €5 MLD, MARGINALE RIDUZIONE RISPETTO AI PRIMI TRE MESI 2022 (-5%) »

Eni: risultati del primo trimestre 2023

Principali dati quantitativi ed economico-finanziari
IV Trim. 2022
I Trim.
2022 var %
Brent dated
Cambio medio EUR/USD
Prezzo spot del Gas Italia al PSV Standard Eni Refining Margin (SERM) Produzione di idrocarburi
$/barile
€/mgl mc $/barile mgl di boe/g
776 Proventi (oneri) da partecipazioni e finanziari
4.358 Utile (perdita) ante imposte adjusted
2023
88,71 1,021 1.009
13,6
1.617
81,27 1,073 606 11,2 1.656
4.641
340
4.981
101,40 (20) 1,122 (4) 1.043 (42)
(0,9) ..
1.662 (0)
2.891 63 379 118 131
3.582
Utile (perdita) operativo adjusted (a)
E&P
Global Gas & LNG Portfolio (GGP)
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
Plenitude & Power
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
€ milioni
2.789 1.372 154 186 140
4.381 (36) 931 47 (91) .. 185 1
(215)
5.191 (11)
41 729
5.232 (5)
2.493
0,74
627
0,21
Utile (perdita) netto adjusted (a)(b)
per azione – diluito (€)
Utile (perdita) netto (a)(b)
per azione – diluito (€)
2.907
0,86
2.388
0,70
3.270 (11)
0,91
3.583 (33)
1,00
4.114 4.593 2.775 7.026
55.230
0,13
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo (a) Flusso di cassa netto da attività operativa
Investimenti (tecnici e in partecipazioni) netti (c)
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
5.291 2.982 2.214 7.796
55.553
0,14
5.606 (6) 3.098 (4) 1.617 37 8.623 (10)
47.466 17
0,18
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure.
(b) Di competenza azionisti Eni.
(c) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi sotto la presidenza di Lucia Calvosa, ha approvato i risultati consolidati del primo trimestre 2023 (non oggetto di audit). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato: “Eni ha conseguito eccellenti risultati operativi e finanziari nonostante l’indebolimento dello scenario, grazie alla solidità del settore E&P che evidenzia il recupero della produzione d’idrocarburi, e al risultato di assoluto rilievo del settore Gas/LNG. Considerato anche il contributo delle bioraffinerie e della rete commerciale e la continua crescita del settore Plenitude & Power, il Gruppo ha realizzato €4,6 miliardi di utile operativo adjusted e €2,9 miliardi di profitti netti. Nel corso del trimestre abbiamo compiuto progressi sostanziali nell’attuazione della nostra strategia e del piano industriale. Sustainable Mobility, il più recente esempio del modello satellitare Eni, è diventata operativa integrando l’attività in crescita della bioraffinazione e la estesa rete di vendita dei prodotti; la crescita nei biocarburanti sarà potenziata grazie all’accordo relativo alla bioraffineria di St. Bernard in Louisiana, il cui avvio è programmato a breve. Plenitude ha incrementato la capacità rinnovabile a 2,3 GW e sta procedendo come pianificato per raggiungere l’obiettivo annuo di oltre 3 GW, mentre Versalis ha appena finalizzato un accordo strategico per l’acquisizione del 100% di Novamont, leader nel settore della chimica verde. Confermando quindi i progressi del nostro percorso di decarbonizzazione, nell’affrontare il tema della sicurezza energetica e accrescere la disponibilità di gas naturale, abbiamo definito un accordo di vasta portata con la società di Stato libica NOC per lo sviluppo delle Strutture A&E e abbiamo rafforzato la nostra posizione in Algeria attraverso l’acquisizione degli asset di bp.
Nel trimestre il flusso di cassa rettificato prima dell’assorbimento di circolante è stato di €5,3 miliardi, ampiamente superiore al fabbisogno per gli investimenti organici pari a €2,2 miliardi e al pagamento dei dividendi. Punto fermo della nostra azione è la disciplina finanziaria, condizione imprescindibile per affrontare allo stesso tempo le sfide del mercato dell’energia e creare valore per i nostri azionisti. Sulla base di tali risultati, confermiamo le previsioni 2023, e grazie alla solida posizione finanziaria e alle nostre flessibilità operative, siamo nella posizione di poter confermare alla prossima Assemblea annuale degli azionisti di maggio il piano già annunciato di incremento del dividendo 2023 a €0,94 per azione e l’avvio del programma di buy-back da €2,2 miliardi.”
-1-

Highlight finanziari
• L’utile ante imposte adjusted del primo trimestre 2023 di €5 mld evidenzia una marginale riduzione rispetto al primo trimestre 2022 (-5%), nonostante la significativa contrazione dei prezzi delle materie prime energetiche (petrolio -20%; gas naturale -42%).
• L’andamento del Gruppo nel primo trimestre 2023 è stato sostenuto dalla robustezza del business E&P e dalla rilevante prestazione di GGP, oltre che dalla stabilità dei risultati di Sustainable Mobility & Refining. Significativo l’aumento del 30% dell’EBIT1 adjusted e del 14% dell’utile ante imposte adjusted rispetto al quarto trimestre 2022, nonostante l’indebolimento dello scenario E&P.
• Il settore E&P ha conseguito l’EBIT adjusted di €2,8 mld, principalmente influenzato dai minori prezzi di realizzo e dal deconsolidamento delle attività angolane. Su base proforma, includendo il contributo di Azule, l’EBIT adjusted del settore E&P si ridetermina in €2,93 mld, in riduzione del 33% rispetto al primo trimestre 2022.
• Il settore GGP ha conseguito l’EBIT adjusted di €1,37 mld, in aumento del 47% rispetto al primo trimestre 2022, grazie alle azioni di ottimizzazione e di trading.
• Eni Sustainable Mobility, operativa dal 1° gennaio 2023, ha conseguito l’EBIT adjusted di €0,14 mld, in aumento di €0,07 mld rispetto al primo trimestre 2022 riesposto per considerare la nuova articolazione del settore operativo2.
• Il business Refining ha conseguito l’EBIT adjusted di €0,13 mld rispetto alla perdita di €0,04 mld del primo trimestre 2022, per effetto di margini di raffinazione nettamente più elevati (indicatore SERM a 11 $/bbl rispetto ad un valore negativo nel trimestre 2022), nonostante l’effetto negativo delle manutenzioni programmate di importanti unità di conversione e la minore esposizione al beneficio della significativa riduzione del costo del gas naturale per le azioni di efficientamento intraprese.
• Versalis ha risentito della flessione della domanda e delle incertezze del mercato, riflesse nel rallentamento delle decisioni di acquisto dei rivenditori, e dalla crescita della pressione competitiva dai flussi di prodotti provenienti da Medio Oriente e Asia dell’Est.
• Il settore Plenitude & Power ha conseguito solidi risultati con un EBIT adjusted di €0,19 mld (invariato rispetto al periodo di confronto) sostenuti dalla crescita della capacità rinnovabile e della produzione di energia rinnovabile e dalle ottimizzazioni nel business della generazione da gas. Plenitude ha conseguito l’EBITDA adjusted di €0,23 mld nonostante sfavorevoli condizioni di mercato.
• L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni del primo trimestre 2023 di €2,9 mld, in calo dell’11% rispetto al primo trimestre 2022, è stato caratterizzato dalle minori quotazioni degli idrocarburi e dall’effetto dell’imposta sui profitti del settore energetico in UK, attenuati dal robusto andamento industriale dei business Eni.
• Nel primo trimestre 2023, il flusso di cassa da attività operative ante working capital al costo di rimpiazzo di €5,3 mld ha largamente finanziato gli esborsi per gli investimenti organici (€2,2 mld) e i dividendi (€0,8 mld). I fattori stagionali che tipicamente influiscono sul fabbisogno di cassa per il capitale circolante del primo trimestre hanno assorbito la maggior parte del flusso di cassa in eccesso, mentre le altre attività d’investimento hanno contribuito per -€0,2 mld e il saldo netto di acquisizioni/disinvestimenti ha assorbito €0,3 mld.
• A marzo 2023 Eni ha pagato la terza rata del dividendo 2022 di €0,22 per azione. La quarta tranche di €0,22 per azione sarà pagata a maggio 2023.
• L’indebitamento finanziario netto ex-IFRS 16 al 31 marzo 2023 è pari a €7,8 mld; il leverage di gruppo a 0,14, rispetto allo 0,13 al 31 dicembre 2022.
1 EBIT: earnings before interest and tax, acronimo anglosassone per utile operativo.
2 Si rinvia al paragrafo “Criteri di redazione” del presente comunicato stampa per il restatement dell’utile operativo adjusted trimestralizzato 2022, a seguito della risegmentazione del precedente business Refining & Marketing per considerare la costituzione della nuova entità Eni Sustainable Mobility (100% Eni).
-2-

Principali sviluppi di business
Exploration & Production
• Nel primo trimestre 2023 circa 200 mln di boe sono stati aggiunti alle riserve esplorative grazie principalmente alle scoperte nell’offshore di Cipro, Messico ed Egitto, e all’appraisal di precedenti scoperte in Abu Dhabi.
• A marzo, annunciata la scoperta Yatzil nel prospetto esplorativo del Blocco 7 (Eni operatore con il 45%), nell’offshore del Messico, nel Bacino Sureste. Yatzil è il secondo pozzo perforato nel Blocco 7 e l’ottavo successo per Eni nell’area.
• A gennaio, firmato un importante accordo con la National Oil Corporation della Libia per lo sviluppo delle significative riserve di gas delle “Strutture A&E”, nell’area contrattuale D. Lo start up produttivo è atteso nel 2026. Le attività beneficeranno delle sinergie con gli impianti di trattamento esistenti presso il complesso di Mellitah con un plateau atteso di 750 milioni di piedi cubi di gas/giorno. La produzione di gas oltre a rifornire il mercato interno libico, sarà destinata anche all’Italia continentale attraverso l’esistente gasdotto Greenstream, che collega Mellitah alla Sicilia. Il progetto prevede inoltre la costruzione di un hub onshore per la cattura e lo stoccaggio di CO2.
• A gennaio, ceduta a QatarEnergy la partecipazione del 30% nei blocchi esplorativi offshore 4 e 9, in Libano, gestiti da TotalEnergies. Eni manterrà una partecipazione del 35% nell’iniziativa.
• A febbraio, finalizzata l’acquisizione del business di bp in Algeria, che include due concessioni produttive a gas “In Amenas” e “In Salah”, operate congiuntamente con Sonatrach ed Equinor.
• In aprile, la FPSO Firenze è partita da Dubai verso il giacimento di Baleine nell’offshore della Costa d’Avorio. La FPSO Firenze, che verrà ribattezzata Baleine dopo l’ormeggio in Costa d’Avorio, è stata ristrutturata e potenziata per trattare fino a 15.000 barili/g di petrolio e circa 25 milioni di piedi cubi di gas/giorno di gas associato.
Global Gas & LNG Portfolio
• A gennaio, raggiunto l’accordo con Snam per la ristrutturazione delle attività Eni relative alla rotta Sud del trasporto di gas naturale, tramite la cessione del 49,9% delle partecipazioni nelle società che gestiscono i diritti di trasporto dei gasdotti TTPC/Transmed che collegano l’Algeria all’Italia attraverso la Tunisia e il Mar Mediterraneo. Le partecipazioni sono state conferite nella nuova società “SeaCorridor”, a controllo congiunto Eni e Snam, rispettivamente con il 50,1% e il 49,9%. Eni ha incassato €405 mln come corrispettivo dell’operazione.
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
• A febbraio, annunciato accordo di joint venture con la società statunitense di raffinazione PBF per il progetto di bioraffinazione St. Bernard Renewables LLC (SBR) in fase di costruzione in Louisiana. L’operazione, soggetta alle condizioni di closing, prevede un apporto di capitale pari a $835 mln e delle tecnologie di bioraffinazione. L’avvio dell’impianto è atteso nella prima metà del 2023 con l’obiettivo di una capacità di trattamento di circa 1,1 mln di tonnellate/anno per la produzione principalmente di HVO Diesel.
• A febbraio è stato firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con Saipem per la valutazione dell’utilizzo di biocarburanti per alimentare la flotta di navi di perforazione e costruzione di Saipem, a partire da quelle attualmente impiegate nel Mar Mediterraneo.
• In aprile firmati accordi per la fornitura di biocarburanti a due importanti operatori italiani della logistica e dei trasporti (Fercam e Spinelli).
• In aprile, finalizzato l’accordo di acquisizione da parte di Versalis, azionista di Novamont per una quota del 36%, del restante 64% detenuto da Mater-Bi, socio nella venture. L’operazione è soggetta alle normali condizioni di closing.
-3-

Plenitude e Power
• A gennaio, firmato un accordo con Simply Blue Group per lo sviluppo congiunto di progetti eolici offshore galleggianti in Italia. I primi due progetti “Messapia” in Puglia e “Krimisa” in Calabria, sono già stati presentati alle autorità competenti, con una capacità di 1,3 GW and 1,1 GW, rispettivamente.
• A gennaio, avviata la produzione presso il progetto “Golden Buckle Solar Project” da 263 MW in Brazoria County, Texas e produrrà in media tra i 400 e i 500 GWh di energia solare all’anno.
• A marzo, GreenIT, la joint venture tra Plenitude e CDP Equity, ha firmato un accordo con Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) per lo sviluppo di parchi eolici offshore galleggianti nel Lazio e in Sardegna.
Decarbonizzazione e Sostenibilità
• A gennaio, firmati accordi con Sonatrach per perseguire l’obiettivo comune di rafforzare la sicurezza energetica e accelerare la transizione verso un’economia low-carbon. I due partner valuteranno iniziative volte alla riduzione delle emissioni di gas serra attraverso progetti di efficienza energetica, energie rinnovabili, idrogeno verde e cattura e stoccaggio di CO2, nonché il rafforzamento della sicurezza energetica, compresa la valutazione delle possibili opzioni per migliorare la capacità di esportazione di gas naturale dell’Algeria verso l’Europa.
• A marzo, firmato un accordo con ADNOC per valutare iniziative nel campo delle energie rinnovabili, idrogeno blue e verde, cattura e stoccaggio di CO2, riduzione delle emissioni di CO2 e metano e del gas flaring, nonché l’approvazione del Global Methane Pledge, in linea con la visione condivisa di rafforzare la sicurezza energetica globale e di contribuire a una transizione energetica sostenibile.
• A marzo, avviato il primo impianto al mondo di produzione di energia elettrica rinnovabile dal moto ondoso del mare, denominato ISWEC (Inertial Sea Wave Energy Converter), installato al largo di Pantelleria. La tecnologia ISWEC è stata sviluppata da Eni in collaborazione con il Politecnico di Torino e Wave for Energy Srl (spin-off dell’ateneo).
• A marzo, Eni ha firmato un nuovo accordo di collaborazione con Commonwealth Fusion Systems (CFS), uno spin-out del MIT di cui Eni è azionista strategico, per accelerare l’industrializzazione dell’energia da fusione a confinamento magnetico. L’accordo farà leva sull’esperienza globale di Eni nell’ingegneria e nella gestione dei progetti per aiutare CFS nello sviluppo su scala industriale della nascente tecnologia dell’energia da fusione a confinamento magnetico. Eni ritiene che tale tecnologia svolgerà un ruolo importante nella decarbonizzazione dell’economia promettendo una fornitura di energia inesauribile, sicura e priva di emissioni, rappresentando una trasformazione del paradigma energetico.
• A marzo, il dipartimento per la Sicurezza Energetica e Net Zero (DESNZ) del Regno Unito ha definito i progetti di cattura delle emissioni di CO2, tra cui il Consorzio HyNet North West che include 5 progetti, che accederanno ai fondi pubblici, previsti dal Governo per accelerare la decarbonizzazione nell’Inghilterra nord-occidentale. Eni sarà responsabile della gestione del trasporto e dello stoccaggio della CO2 sfruttando i suoi giacimenti di gas naturale esauriti nella baia di Liverpool. L’avvio di HyNet è previsto per la metà del decennio in corso con una portata di iniezione di circa 4,5 milioni per anno nella prima fase per poi raggiungere circa 10 milioni di tonnellate per anno di CO2 a partire dal 2030. Inoltre, Eni ha recentemente sottoposto alla North Sea Transition Authority (NSTA) la candidatura per una licenza di stoccaggio di anidride carbonica nel giacimento di gas depletato di Hewett, che interessa un’area situata nel Mare del Nord meridionale britannico.
• A marzo costituita Enivibes (quota Eni 76%) con l’obiettivo di valorizzare sul mercato la tecnologia proprietaria E-vpms® (Eni Vibroacoustic Pipeline Monitoring System), dedicata al monitoraggio delle condotte per il trasporto dei liquidi per preservarne l’integrità. Enivibes è la prima venture costituita nell’ambito delle attività di Eniverse, Corporate Venture Builder di Eni.
-4-

Outlook 2023
Il Gruppo ha definito le seguenti previsioni operative e finanziarie riviste per l’esercizio 2023 sulla base delle informazioni al momento disponibili e delle stime del management soggette ai possibili rischi e incertezze dello scenario:
• E&P: produzione di idrocarburi confermata la guidance di 1,63-1,67 milioni di boe/g per il 2023 allo scenario Eni di 85 $/barile. Nel secondo trimestre 2023 la produzione è prevista a 1,6 milioni di boe/g, a seguito delle manutenzioni programmate concentrate principalmente nel trimestre.
• E&P: confermato l’obiettivo esplorativo di 700 milioni di boe di nuove risorse.
• GGP: ristretto l’intervallo di previsione di EBIT adjusted a €2 mld–€2,2 mld per l’anno, rispetto alla
previsione iniziale di €1,7 mld–€2,2 mld.
• Plenitude & Power: EBITDA adjusted di Plenitude confermato superiore a €0,7 mld.
• Sustainable Mobility, Refining e Chimica: EBITDA adjusted di Sustainable Mobility previsto a oltre €0,9 mld, migliorando la previsione iniziale. EBIT adjusted proforma del downstream confermato a €1-1,1 mld, coerente con la previsione iniziale assumendo tassi di cambio costanti.
• Risultati consolidati: EBIT adjusted e flusso di cassa3 attesi rispettivamente a €12 mld e a oltre €16 mld, in miglioramento rispetto alle previsioni iniziali a scenario costante4.
• Investimenti di Gruppo: nuova previsione a circa €9,2 mld, in riduzione rispetto all’indicazione iniziale di €9,5 mld tenuto conto del rafforzamento dell’euro. Ulteriori potenziali riduzioni sono rese possibili grazie alle continue ottimizzazioni e alla flessibilità.
• Leverage: previsto entro il limite dichiarato di 0,10-0,20.
• Remunerazione degli azionisti: il dividendo per l’intero 2023 di €0,94 per azione è confermato in attesa dell’approvazione dell’Assemblea del prossimo 10 maggio. Confermato anche il piano di acquisto di azioni proprie da €2,2 mld, anch’esso in attesa dell’approvazione dell’Assemblea per un ammontare fino a €3,5 mld.
3 Prima della variazione del capitale circolante.
4 Lo scenario aggiornato per il 2023 è: prezzo del petrolio Brent 85 $/barile (invariato), SERM 8 $/barile (rispetto alla previsione iniziale
di 7 $/barile), prezzo del gas naturale al PSV 529 €/kmc (da 970 €/kmc); cambio EUR vs USD 1,08 (da 1,03).
-5-

Analisi per segmento di business
Exploration & Production
Produzione e prezzi
IV Trim. 2022
I Trim.
2022
780
131
1.662
var %
(1)
(0)
(22) (11) (19)
2023
780 130
1.656
72,86 285
57,24
Produzioni
776 Petrolio
125 Gas naturale
1.617 Idrocarburi
Prezzi medi di realizzo (a)
77,60 Petrolio
308 Gas naturale
61,96 Idrocarburi
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
mgl di barili/g
mln di metri cubi/g mgl di boe/g
$/barile 93,98 $/mgl di metri cubi 319 $/boe 71,02
• Nel primo trimestre 2023 la produzione di idrocarburi di 1,66 mln di boe/giorno è invariata rispetto al primo trimestre 2022. La produzione è stata sostenuta dai ramp-up in Mozambico e Messico, dalla maggiore attività in Algeria, che beneficia anche delle acquisizioni di periodo, nonché in Libia e negli Stati Uniti. Questi effetti sono stati compensati dal declino dei campi maturi. Il confronto sequenziale riporta una crescita del 2%, beneficiando della ripresa dei normali livelli di attività in Kazakhstan e degli incrementi in Algeria, Mozambico, Stati Uniti e Indonesia.
• La produzione di petrolio è stata di 780 mila barili/giorno nel primo trimestre 2023, invariata rispetto al primo trimestre 2022. La crescita produttiva in Algeria, Messico e negli Stati Uniti è stata compensata dal declino di giacimenti maturi.
• La produzione di gas naturale è stata di 130 mln di metri cubi/giorno nel trimestre, invariata rispetto al primo trimestre 2022. Incrementi della produzione sono stati registrati in Algeria, Mozambico e Libia compensati dal declino di giacimenti maturi.
-6-

Risultati
IV Trim.
2022 (€ milioni)
2.246 Utile (perdita) operativo
645 Esclusione special items
2.891 Utile (perdita) operativo adjusted
(128) Proventi (oneri) finanziari netti 691 Proventi (oneri) su partecipazioni
171 di cui: – Vår Energi
281 – Azule
3.454 Utile (perdita) ante imposte adjusted
(1.598) Imposte sul reddito
46,3 tax rate (%)
1.856 Utile (perdita) netto adjusted
I risultati includono:
361 Costi di ricerca esplorativa:
55 – costi di prospezioni, studi geologici e geofisici 306 – radiazione di pozzi di insuccesso
2.041 Investimenti tecnici
I Trim.
2022
4.344
37
4.381
(103) 379 235
0
4.657
(1.737)
37,3
2.920 68
46
22
1.071
var %
(38) (36)
(34)
12
(48) 7
70
2023
2.702
87
2.789
(44) 314 180
115
3.059
(1.537)
50,2
1.522
73
57
16
1.819
• Nel primo trimestre 2023, il settore Exploration & Production ha conseguito un utile operativo adjusted di €2.789 mln, in riduzione del 36% rispetto al corrispondente periodo del 2022, per effetto: (i) della flessione del prezzo del petrolio in dollari (il riferimento Brent in calo del 20% nel trimestre) e del ribasso dei prezzi del gas in tutte le aree geografiche che hanno influito negativamente in particolare sui prezzi di realizzo in Europa, i cui effetti sono stati alleviati dall’apprezzamento del tasso di cambio USD/EUR (+4%), nonché da variazioni positive di volume/mix e dalla gestione disciplinata dei costi; (ii) del mancato contributo delle società operative angolane a seguito del loro conferimento nella JV Azule, nel terzo trimestre 2022, i cui risultati sono riconosciuti al di sotto dell’Ebit.
Su base proforma, includendo per il trimestre l’utile operativo di Azule (€140 mln), il settore E&P ha conseguito l’utile operativo adjusted di €2,93 mld, in riduzione del 33% rispetto al primo trimestre 2022.
• Nel primo trimestre 2023, il settore Exploration & Production ha conseguito l’utile netto adjusted di €1.522 mln, in riduzione di circa il 48% rispetto al primo trimestre 2022 a causa della debole performance operativa e delle partecipate, in particolare di Vår Energi. Nel primo trimestre 2023, il tax rate è aumentato di 13 punti percentuali rispetto al periodo di confronto, per effetto del deconsolidamento delle società operative angolane, che registravano aliquote inferiori alla media del segmento E&P, dell’impatto dei minori prezzi di realizzo degli idrocarburi e della windfall tax sugli utili delle società del settore energia del Regno Unito, non considerata special item.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
-7-

Global Gas & LNG Portfolio
Vendite
IV Trim. 2022
9 Spread PSV vs. TTF Vendite di gas naturale
I Trim.
999 TTF 1.018
var % (42)
(44) 33
2023
606 572 34
7,10 7,22 0,62
6,60
0,52
14,84
2,7
1.009 Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/mgl di metri cubi
2022 1.043
mld di metri cubi
7,32 Italia 9,45
7,71 Resto d’Europa
0,80 di cui: Importatori in Italia 6,91 Mercati europei
0,52 Resto del Mondo
15,55 Totale vendite gas (*)
(25) (9) 0,46 35
2,4 di cui: vendite di GNL 2,8
(*) Include vendite intercompany.
26
7,93
7,47 (12)
0,88 (41)
18,26
(19)
(4)
• Nel primo trimestre 2023 le vendite di gas naturale di 14,84 mld di metri cubi sono diminuite del 19% rispetto allo stesso periodo del 2022, a seguito dei minori volumi di gas commercializzati in Italia, in particolare nel segmento grossisti. Nei mercati europei i volumi venduti di gas hanno registrato un decremento del 12% a causa delle minori vendite nel Regno Unito e nella Penisola Iberica, in parte compensati dai maggiori volumi commercializzati in Germania e Austria.
Risultati
IV Trim.
2022 (€ milioni)
3.728 Utile (perdita) operativo
(3.665) Esclusione special item
63 Utile (perdita) operativo adjusted
22 Proventi (oneri) finanziari netti
1 Proventi (oneri) su partecipazioni
di cui: SeaCorridor
86 Utile (perdita) ante imposte adjusted
(346) Imposte sul reddito
(260) Utile (perdita) netto adjusted 9 Investimenti tecnici
I Trim.
2023
275
1.097
1.372
2 10 10 1.384 (385)
2022
(977)
1.908
931
(5) 1
927
(271)
656 3
var %
.. 47
49
(42)
52 (100)
•
Nel primo trimestre 2023 il settore Global Gas & LNG Portfolio ha riportato un utile operativo adjusted di €1.372 mln, +€441 mln (+47%) rispetto allo stesso periodo del 2022, per effetto delle attività di ottimizzazione e di trading intese a catturare valore dalla volatilità dei prezzi e dai differenziali nei vari mercati facendo leva sulla flessibilità del portafoglio gas/GNL.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo
-8-
999

Sustainable Mobility, Refining e Chimica
Produzioni e vendite
IV Trim. 2022
13,6
3,73 2,86 6,59 74 129 50
1,91
1,38 0,53 21,9 2,15 1,55 0,60
0,77
44
I Trim.
2023
11,2
4,24 2,47 6,71
77
136
54
1,75
1,25 0,50 21,5 1,83 1,42 0,41
0,76
52
Standard Eni Refining Margin (SERM) $/barile Lavorazioni in conto proprio Italia mlnton
Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo
Totale lavorazioni
Tasso utilizzo impianti di raffinazione % Lavorazioni bio mgl ton Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio % Marketing
Vendite rete Europa mlnton Vendite rete Italia
Vendite rete resto d’Europa
Quota mercato rete Italia % Vendite extrarete Europa mlnton Vendite extrarete Italia
Vendite extrarete resto d’Europa
Chimica
Vendite prodotti chimici mlnton Tasso utilizzo impianti %
2022 (0,9) 3,50 2,57 6,07
70
91
36
1,68
1,20 0,48 21,9 1,87 1,32 0,55
1,13
70
var % .. 21 (4)
49 4
4 4
(2)
8 (25)
(33)
• Nel primo trimestre 2023 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in media a 11,2 $/barile, rispetto ai valori negativi riportati nel periodo di confronto (-0,9 $/barile). I margini di raffinazione registrano un incremento significativo trainati da un forte rimbalzo della domanda per tutti i tipi di prodotti raffinati, a causa della riapertura dell’economia e dei colli di bottiglia nel sistema, nonché dalla riduzione del costo del gas naturale.
• Nel primo trimestre 2023 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 4,24 mln di tonnellate, sono in crescita del 21% rispetto al primo trimestre 2022 per effetto dei maggiori volumi lavorati presso le raffinerie di Livorno e Milazzo, in parte compensati dalle minori lavorazioni della raffineria di Taranto. Le lavorazioni nel resto del mondo sono in calo del 4% rispetto al periodo di confronto 2022, a seguito dei minori volumi processati in Germania.
• Nel primo trimestre 2023 i volumi di lavorazione bio pari a 136 mila tonnellate registrano un incremento del 49% rispetto all’analogo periodo del 2022 a seguito dei maggiori volumi lavorati presso la bioraffineria di Gela, in manutenzione nel primo trimestre 2022, in parte compensati dalle minori lavorazioni della bioraffineria di Venezia.
• Nel primo trimestre 2023 le vendite rete in Italia pari a 1,25 mln di tonnellate sono in crescita rispetto al periodo di confronto (+4%) per effetto delle maggiori vendite di benzine e gasolio, per la ripresa dei consumi.
• Nel primo trimestre 2023 le vendite extrarete in Italia pari a 1,42 mln di tonnellate sono in aumento rispetto al primo trimestre 2022 (+8%) a seguito dei maggiori volumi commercializzati di gasolio e jet fuel.
• Le vendite di prodotti petrolchimici nel primo trimestre 2023 pari a 0,76 mln di tonnellate sono in calo del 33% rispetto al periodo di confronto per effetto della minore domanda, della pressione competitiva e degli elevati costi energetici.
• Nel primo trimestre 2023 il margine del cracker ha registrato un incremento rispetto allo stesso periodo del 2022. I margini sul polietilene e sugli stirenici hanno riportato una riduzione rispetto al primo trimestre 2022.
-9-

Risultati
IV Trim.
2022 (€ milioni)
(1.228) Utile (perdita) operativo
730 Esclusione (utile) perdita di magazzino 877 Esclusione special item
379 Utile (perdita) operativo adjusted
234 – Sustainable Mobility 232 – Refining
(87) – Chimica
6 Proventi (oneri) finanziari netti 244 Proventi (oneri) su partecipazioni
228 di cui: ADNOC R&GT
629 Utile (perdita) ante imposte adjusted
(100) Imposte sul reddito
529 Utile (perdita) netto adjusted 461 Investimenti tecnici
I Trim.
2022
662
(763) 10 (91)
64 (40) (115)
(10) 52 45 (49) (5) (54) 92
var %
.. ..
.. .. 5
..
..
.. 50
2023
(270)
337 87 154
137
126 (109) (4)
152
151
302
(74)
228
138
• Nel primo trimestre 2023 Sustainable Mobility ha conseguito l’utile operativo adjusted di €137 mln, in crescita di €73 mln rispetto all’utile operativo adjusted proforma del primo trimestre 2022, a seguito della riesposizione dei periodi comparativi 2022 per considerare la costituzione della nuova unità di business operativa dal 1° gennaio 2023. L’incremento riflette le maggiori produzioni di biocarburanti e la stabilità del risultato del marketing.
Il business Refining ha riportato un utile operativo adjusted di €126 mln che si confronta con la perdita di €40 mln del primo trimestre 2022. Il miglioramento del risultato è stato trainato dai margini di raffinazione sostanzialmente più elevati con il SERM in rialzo a 11 $/barile rispetto ai valori negativi del 2022, parzialmente compensato dalle fermate programmate di alcune importanti unità di conversione e dalla circostanza che il beneficio legato ai minori costi delle utility indicizzate ai prezzi del gas naturale è stato anticipato nei trimestri precedenti.
• Nel primo trimestre 2023 il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa adjusted di €109 mln (+€6 mln) che riflette il calo della domanda e le incertezze del mercato, che ha frenato le decisioni d’acquisto da parte dei rivenditori, e la continua pressione competitiva dei prodotti provenienti dal Medio Oriente e dall’Est asiatico.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
-10-

Plenitude & Power
Produzioni e vendite
IV Trim. 2022
I Trim.
2023
10,1 2,91 4,62
2,324
56
44
990 14,7
5,16 5,27
var %
(15) (9) 66
78 101
(10) (13)
• Le vendite retail e business di gas sono state di 2,91 mld di metri cubi
calo del 15% rispetto allo stesso periodo del 2022. In Italia, la riduzione dei
principalmente il segmento residenziale come conseguenza delle condizioni climatiche miti nonché della maggiore consapevolezza dei consumatori riguardo i consumi di gas. Nei mercati esteri le vendite sono state impattate negativamente dai minori volumi commercializzati in Francia e Grecia.
• Le vendite retail e business di energia elettrica ai clienti finali pari a 4,62 TWh nel primo trimestre 2023 sono in diminuzione del 9% rispetto allo stesso periodo del 2022, principalmente a causa della riduzione della domanda nei mercati internazionali.
• Al 31 marzo 2023, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 2,3 GW, +0,9 GW rispetto al 31 marzo 2022, principalmente grazie alle acquisizioni effettuate nel 2022 e 2023 (Gruppo PLT e Fortore Energia in Italia, Cuevas in Spagna e Kellam negli Stati Uniti), allo sviluppo organico dei progetti di Brazoria negli Stati Uniti e Cerillares in Spagna, nonché alla realizzazione del primo impianto di accumulo di energia in Italia, presso il sito di Assemini (14 MW).
• La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 990 GWh nel primo trimestre 2023, quasi raddoppiata vs il corrispondente periodo del 2022, principalmente grazie al contributo degli asset acquisiti e all’entrata in esercizio dei progetti sviluppati organicamente.
• I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 31 marzo 2023 sono pari a 14.700 unità, raddoppiati rispetto al marzo 2022, in linea con il piano di potenziamento dell’infrastruttura di rete.
• Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi sono state di 5,16 TWh nel primo trimestre 2023, in calo del 10% rispetto al periodo di confronto a causa dei minori volumi commercializzati presso il segmento dei clienti liberi e della borsa elettrica.
10,1 Clienti retail/business a fine periodo
1,86 Vendite retail e business gas
4,43 Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
2,198 Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
54 di cui: – fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage)
46 – eolico
652 Produzione di energia da fonti rinnovabili 13,1 Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo
Power
5,07 Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi 4,95 Produzione termoelettrica
ml n pdf 10,1 mld di metri cubi 3,42 terawattora 5,10 gigawatt 1,397
% 58 42 gigawattora 557
migliaia 7,3
terawattora 5,73 6,07
2022
Plenitude
-11-
nel primo trimestre 2023, in volumi venduti ha riguardato

Risultati
IV Trim. 2022 (4.950) 5.068 118
78 40 (2) (8) 108
(53)
55 191
I Trim.
2023
(308)
494
186
132 54
(5)
181
(54)
127
149
(€ milioni)
Utile (perdita) operativo adjusted
– Plenitude
– Power
Proventi (oneri) finanziari netti Proventi (oneri) su partecipazioni
Utile (perdita) ante imposte adjusted Imposte sul reddito
Utile (perdita) netto adjusted Investimenti tecnici
2022
1.594
(1.409)
185
139 46 (3)
(2)
180
(61)
119 141
var %
(119) 1
(5) 17
1
11
7 6
Utile (perdita) operativo
Esclusione special item
• Nel primo trimestre 2023 Plenitude ha conseguito l’utile operativo adjusted di €132 mln, in riduzione del 5% rispetto allo stesso periodo del 2022. La stabilità dell’andamento è dovuta all’incremento della capacità di generazione rinnovabile e delle relative produzioni che hanno quasi completamente assorbito la riduzione del 35% dei prezzi di mercato dell’energia elettrica.
• Nel primo trimestre 2023 il business Power di produzione di energia elettrica da impianti a gas ha riportato un utile operativo adjusted di €54 mln, in crescita di €8 mln rispetto allo stesso periodo del 2022, +17%, per effetto delle ottimizzazioni e dei minori costi del combustibile.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
-12-

Risultati di gruppo
31.525 Ricavi della gestione caratteristica (423) Utile (perdita) operativo
I Trim.
IV Trim.
2022
722 Eliminazione (utile) perdita di magazzino 3.283 Esclusione special item (a)
3.582 Utile (perdita) operativo adjusted
Dettaglio per settore di attività
(p)pj gp
(€ milioni)
2022 32.129 5.352
(713) 552 5.191
var % (15) (53)
(11)
(36) 47 269 1 23
/
(11)
64 22 (5) (5)
(11)
(11)
(33) (11)
2023
27.185 2.513
357 1.771
2.891 Exploration & Production
63 GGP 931
379 Sustainable Mobility, Refining e Chimica
118 Plenitude & Power
(143) Corporate e altre attività
(91) 185
(174) (41)
5.191
(339) 380 5.232
(1.956) 3.276 6
3.270
3.583
(507) 194
274 Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
4.381
3.582 Utile (perdita) operativo adjusted
(125) Proventi (oneri) finanziari
901 Proventi (oneri) da partecipazioni
4.358 Utile (perdita) ante imposte adjusted
(1.841) Imposte sul reddito
2.517 Utile (perdita) netto adjusted
24 di competenza: – interessenze di terzi
2.493 – azionisti Eni
627 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
509 Eliminazione (utile) perdita di magazzino
1.357 Esclusione special item (a)
2.493 Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
• Nel primo trimestre 2023 il Gruppo ha conseguito l’utile operativo adjusted di €4.641 mln con una riduzione dell’11% rispetto al primo trimestre 2022 dovuta principalmente al settore E&P (-36% a €2.789 milioni) per effetto dei minori prezzi di realizzo delle produzioni a causa della flessione dei prezzi di riferimento del petrolio e del gas naturale nonché del deconsolidamento delle società operative angolane conferite alla JV Azule nel terzo trimestre del 2022. I risultati di Gruppo sono stati sostenuti dalla performance di GGP (+47% a €1.372 mln) grazie alle attività di ottimizzazione e di trading, e dall’andamento di Sustainable Mobility & Refining (in aumento di €239 mln).
• Nel primo trimestre 2023 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è stato di €2.907 mln in riduzione di €363 mln rispetto al primo trimestre 2022 (-11%), a causa della flessione dello scenario energetico in parte compensato dal miglioramento della gestione industriale.
• Tax rate consolidato: il tax rate consolidato adjusted pari al 41% è aumentato di 4 punti percentuali, rispetto al primo trimestre 2022, per effetto del deconsolidamento delle società operative angolane, che registravano aliquote inferiori alla media del segmento E&P, della windfall tax sugli utili delle società del settore energia del Regno Unito, nonché dello scenario sfavorevole, in parte compensati dalla maggiore incidenza dell’utile imponibile conseguito dalle controllate italiane.
-13-
4.641
2.789 1.372
154
186 (134)
274
4.641
(123) 463
4.981
(2.055) 2.926
19
2.907
2.388
255
264
2.907
3.270

Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
IV Trim.
2022 (€ milioni)
670 Utile (perdita) netto
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
2.600 – ammortamenti e altre componenti non monetarie (65) – plusvalenze nette su cessioni di attività
(138) – dividendi, interessi e imposte 3.397 Variazione del capitale di esercizio
811 Dividendi incassati da partecipate (2.606) Imposte pagate
(76) Interessi (pagati) incassati
4.593 Flusso di cassa netto da attività operativa
(2.764) Investimenti tecnici
(1.066) Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
271 Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e
partecipazioni
1.184 Altre variazioni relative all’attività di investimento
2.218 Free cash flow
(590) Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa (585)
(227)
(1.944) Flusso di cassa del capitale proprio
(51) Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(136) Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(1.315) VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
4.114 Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
IV Trim.
2022 (€ milioni)
2.218 Free cash flow
(227) Rimborso di passività per beni in leasing (380) Debiti e crediti finanziari società acquisite
362 Debiti e crediti finanziari società disinvestite
(560) Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni (a)
(1.944) Flusso di cassa del capitale proprio
(51) Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue
(582) VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING 227 Rimborsi lease liability
(89) Accensioni del periodo e altre variazioni
(444) VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
I Trim.
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti Rimborso di passività per beni in leasing
I Trim.
2022
3.589
1.554 (334) 2.454 (2.605) 58 (1.393) (225) 3.098 (1.364) (1.194)
574 (161)
953
2.715 1.890 (290) (32) (39) 9
5.206 5.606
2022
953
(290) (79)
(149) (32) (39) 364 290 (323) 331
var. ass.
(1.182)
(383) (74) (1.152) 2.312 502 (147) 8 (116) (755) 549
(129) (51)
(502)
(1.963) (2.029) 43 (749)
(41)
(5.241) (315)
var. ass.
(502)
43
79 (147) 142 (749)
(1.134)
(43) 189 (988)
termini di 2023 e nel
2023
451
(247)
(147) (7) (781) (39) (770) 247 (134) (657)
(a) Include gli investimenti per l’acquisto di immobili, impianti e macchinari da fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei pagamento che hanno comportato la classificazione del debito all’interno dei debiti finanziari (€85 milioni e €9 milioni nel primo trimestre primo trimestre 2022, rispettivamente, e €22 milioni nel quarto trimestre 2022).
Il flusso di cassa netto da attività operativa del primo trimestre 2023 è stato di €2.982 mln e include €560 milioni di dividendi distribuiti dalle partecipate, principalmente da Azule Energy e Vår Energi.
Il flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo si ridetermina in €5.291 mln nel primo trimestre 2023, al netto delle seguenti componenti: l’utile/perdita di magazzino olio e prodotti, la differenza temporanea tra il valore del magazzino gas calcolato in base al metodo del costo medio ponderato e la misura interna di performance del management che utilizza il magazzino quale leva di ottimizzazione dei margini, il fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti formali per il trattamento in hedge accounting, o ripartiti proporzionalmente per competenza.
-14-
2023
2.407
1.171 (408) 1.302 (293) 560 (1.540) (217)
2.982
(2.119) (645)
445 (212)
451
752 (139) (247) (781) (39) (32)
(35)
5.291

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. 2022 (€ milioni)
2022 var. ass.
2023
4.593 Flusso di cassa netto da attività operativa (3.397) Variazione del capitale di esercizio
1.076 Esclusione derivati su commodity
722 Esclusione (utile) perdita di magazzino
2.994 Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo
1.120 Accantonamenti straordinari su crediti e altri oneri
2.982 293 1.247 357 4.879 412
3.098 2.605 605 (713) 5.595 11 5.606
(116) (2.312) 642 1.070 (716) 401 (315)
4.114
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
5.291
I capex organici di €2,2 mld, in aumento del 37% rispetto al periodo di confronto per effetto del maggiore spending nei progetti gas naturale/LNG a sostegno della sicurezza energetica, comprendono gli apporti di capitale alle società partecipate che stanno implementando progetti per conto di Eni.
Le acquisizioni al netto dei disinvestimenti ammontano a circa €0,3 mld (inclusi i debiti acquisiti e disinvestiti) principalmente riferiti all’acquisizione degli asset di bp in Algeria, in parte compensati dalla cessione del 49,9% della partecipazione Eni nelle società di gestione dei gasdotti TTPC/Transmed a seguito dell’accordo con Snam.
L’incremento dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €0,8 mld è dovuto al flusso di cassa netto adjusted da attività operativa di circa €5,3 mld, all’assorbimento di cassa di circolante (€2,3 mld) e per gli investimenti (€2,2 mld), al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni di €0,78 mld, all’effetto netto di acquisizioni/disinvestimenti (€0,3 mld), ad altre attività d’investimento (€0,2 mld), nonché al pagamento delle rate di leasing e cedole dei bond ibridi (€0,3 mld).
-15-

Stato patrimoniale riclassificato
(€ milioni)
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
Diritto di utilizzo beni in leasing
Attività immateriali
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa Debiti netti relativi all’attività di investimento
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
Crediti commerciali
Debiti commerciali
Attività (passività) tributarie nette Fondi per rischi e oneri
Altre attività (passività) d’esercizio
Fondi per benefici ai dipendenti
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili CAPITALE INVESTITO NETTO
Patrimonio netto degli azionisti Eni
Interessenze di terzi
Patrimonio netto
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 Passività per beni leasing
– di cui working interest Eni
– di cui working interest follower
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16 COPERTURE
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Gearing
31 Dic. 2022
Var. ass.
258 (75) (33)
(325) 298 63 324 510
(1.257) (3.530) 6.164 (1.095) 88 266 636 (22)
980
323
323
770 (113) (108) (5) 657 980
4.457 494
Al 31 marzo 2023, il capitale immobilizzato (€81,55 mld) è aumentato di €0,5 mld rispetto al 31 dicembre 2022 per effetto degli investimenti, delle acquisizioni e dell’incremento del book value delle partecipazioni valutate all’equity, che riflettono l’effetto netto dei risultati in quota Eni delle partecipate e della derecognition degli asset Eni relativi al trasporto di gas naturale, che sono stati conferiti nella società di nuova costituzione “SeaCorridor” (joint venture tra Eni e Snam con una quote rispettivamente del 50,1% e del 49,9%) e dei dividendi distribuiti dalle società partecipate.
Questi incrementi sono stati in parte assorbiti dalle differenze di cambio negative (il tasso di cambio di fine periodo EUR vs. USD è pari a 1,088, in crescita del 2% rispetto a 1,067 al 31 dicembre 2022, riducendo pertanto il book value delle attività denominate in dollari), e dagli ammortamenti/svalutazioni e radiazioni di periodo.
Il capitale di esercizio netto (-€12,57 mld) è aumentato di €0,64 mld a seguito della riduzione del saldo tra crediti e debiti commerciali (circa +€2,6 mld), in parte compensato dal minor valore delle scorte di petrolio e prodotti dovuto all’applicazione del metodo del costo medio ponderato in un contesto di prezzi in calo (-€1,3 mld) e dalle maggiori passività tributarie nette (+€1,1 mld).
Il patrimonio netto (€55,55 mld) è sostanzialmente invariato rispetto al 31 dicembre 2022 per effetto dell’utile netto del periodo (€2,4 mld) e della variazione positiva della riserva cash flow hedge (€0,6 mld), in parte compensati dalle differenze negative di cambio (circa €1 mld) che riflettono l’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro nonché dai dividendi pagati o attribuiti agli azionisti (€1,5 mld).
-16-
31 Mar. 2023
56.590 4.371 5.492 1.461
13.592 2.041 (1.996)
81.551
6.452 13.026 (13.363) (4.086) (15.179) 582
(12.568) (808)
12
68.187
55.082 471 55.553 7.796 4.838 4.349 489 12.634
68.187
56.332 4.446 5.525 1.786
13.294 1.978 (2.320)
81.041
7.709 16.556 (19.527) (2.991) (15.267) 316
(13.204) (786)
156 (144)
67.207
54.759 471 55.230 7.026 4.951
11.977
67.207
0,14 0,23 0,19
0,13 0,01 0,22 0,01 0,18 0,01

L’indebitamento finanziario netto5 ante lease liability al 31 marzo 2023 è pari a €7,8 mld, in aumento di circa €0,8 mld rispetto al 31 dicembre 2022. Il leverage6 – rapporto tra indebitamento finanziario netto ante lease liabilities e patrimonio netto – si attesta a 0,14 al 31 marzo 2023 (0,13 al 31 dicembre 2022).
Special item
Gli special item dell’utile operativo sono rappresentati da oneri netti di €1.771 mln nel primo trimestre 2023, con il seguente breakdown per settore:
• E&P: oneri netti di €87 mln nel primo trimestre 2023 relativi principalmente agli accantonamenti per oneri ambientali (€17 mln) e alle svalutazioni per perdite su crediti (€55 mln).
• GGP: oneri netti di €1.097 mln nel primo trimestre 2023 rappresentati principalmente dalla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting o vendite a termine di gas di portafoglio per le quali non è prevista la own use exemption e dalla differenza tra la valorizzazione delle rimanenze gas a costo medio ponderato prevista dagli IFRS e quella gestionale che tiene conto delle dinamiche di invaso e svaso del gas naturale e riporta i margini (differenziale del costo del gas tra estate e inverno) ed i relativi effetti di hedging in corrispondenza dei prelievi (onere di €393 mln). Le rettifiche comprendono la riclassifica nell’utile operativo adjusted del saldo negativo di €18 mln nel primo trimestre 2023 relativo ai derivati attivati per la gestione del rischio connesso all’esposizione dei margini commerciali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzione.
• Sustainable Mobility, Refining and Chemicals: oneri netti di €87 mln nel primo trimestre 2023 relativi principalmente al write-off degli investimenti di mantenimento e asset integrity relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi (€54 mln), oneri ambientali (€17 mln), nonché la componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting (onere di €31 mln).
• Plenitude & Power: oneri netti per €494 mln relativi principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting, nonché, in misura minore, l’effetto di alcuni derivati attivati nell’ambito di un programma annuale di copertura, ripartito sui trimestri 2023.
Gli altri special item del primo trimestre 2023 sono relativi alla plusvalenza di €0,8 mld connessa alla cessione del 49,9% delle controllate Eni che gestiscono i gasdotti TTPC/Transmed e dei relativi diritti di trasporto di gas naturale importato dall’Algeria a seguito dell’accordo con Snam SpA, compresa la plusvalenza relativa alla valutazione al fair value della partecipazione mantenuta nella società conferitaria.
I proventi straordinari d’imposta sono relativi alla revisione di €0,45 mld dell’importo stanziato nel bilancio 2022 relativo al contributo solidaristico italiano istituito dalla Legge n.197/2022 (Legge Finanziaria 2023) per effetto delle recenti novità normative che consentono a Eni di escludere dall’imponibile ai fini della determinazione del tributo le riserve di rivalutazione di capitale distribuite agli azionisti nel 2022.
5 Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 26.
6 In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione indicatori alternativi di
performance alle pag. 19 e seguenti del presente comunicato stampa.
-17-

Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al primo trimestre 2023 è stato redatto su base volontaria in ottemperanza a quanto stabilito dall’art. 82-ter del Regolamento Emittenti (delibera CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni) nell’ambito di una policy aziendale di regolare informativa sulle performance finanziarie e operative della Compagnia rivolta al mercato e agli investitori in linea con il comportamento dei principali peer che pubblicano un reporting trimestrale. In linea con il comportamento degli altri operatori di mercato le informazioni sono fornite nella sola vista consolidata. Le informazioni economiche sono fornite con riferimento primo trimestre 2023, al primo e al quarto trimestre 2022. I flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 marzo 2023 e al 31 dicembre 2022. Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie, laddove non diversamente indicato, sono state redatte conformemente ai criteri di rilevazione e valutazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS), emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002. I criteri di rilevazione e valutazione adottati nella preparazione dei risultati del primo trimestre 2023 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2022 alla quale si rinvia.
Criteri di redazione
A seguito della costituzione con decorrenza 1° gennaio 2023 della società controllata Eni Sustainable Mobility, che gestisce le bioraffinerie Eni e la vendita al dettaglio di carburanti e soluzioni di smart mobility, il management ha definito la suddivisione dell’utile operativo adjusted del precedente settore Refining & Marketing “R&M” in due sotto linee di business:
– Sustainable Mobility “SM”; e
– Refining.
Di seguito è riportata la nuova segment information relativa all’utile operativo adjusted di R&M per i periodi comparativi 2022:
2022
Utile (perdita) operativo adjusted R&M e Chimica
– Refining & Marketing
– Chimica
Sustainable Mobility, Refining e Chimica
– Sustainable Mobility – Refining
– Chimica
I trimestre
II trimestre
III trimestre Pubblicato
IV trimestre Pubblicato
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Riesposto
Riesposto
(91)
24 (115)
(91)
64 (40) (115)
1.104
979 125
1.104
351 628 125
537
714 (177)
537
493
221 (177)
379
466 (87)
379
234 232 (87)
Non sono state apportate modifiche alle informazioni statutory di Gruppo ai sensi dell’IFRS 8 “Segment Reporting”, che continueranno a presentare il settore Sustainable Mobility, Refining e Chimica (ex R&M e Chimica).
***
Il contenuto e il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance è spiegato da note esplicative dedicate, in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per maggiori
dettagli si rinvia alla sezione “Misure alternative di performance (Non-GAAP measure)” del presente “Comunicato stampa”.
Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Francesco Esposito, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154-bis del TUF che l’informativa contabile nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Disclaimer
***
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali (“forward-looking statements”) relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l’impatto della pandemia COVID-19, l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell’esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l’evoluzione futura della domanda, dell’offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l’instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza. In relazione alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all’andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l’utile operativo e la variazione dell’indebitamento finanziario netto del trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.
Contatti societari
Ufficio Stampa: Tel. +39.0252031875 – +39.0659822030 Numero verde azionisti (dall’Italia): 800940924 Numero verde azionisti (dall’estero): +80011223456 Centralino: +39.0659821
ufficio.stampa@eni.com segreteriasocietaria.azionisti@eni.com investor.relations@eni.com
Sito internet: www.eni.com
Eni
Società per Azioni, Roma, 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 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni all’indirizzo eni.com.
-18-

Misure alternative di performance (Non-GAAP measure)
Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS (“Misure alternative di performance”) che escludono dall’utile operativo e dall’utile netto reported una serie di oneri e proventi che il management valuta straordinari o non correlati alla gestione industriale (special items) rispettivamente before e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni e le riprese di valore di asset, le plusvalenze da cessione di immobilizzazioni materiali ed immateriali e di partecipazioni, gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertura dei rischi commodity/cambio privi dei requisiti formali per l’hedge accounting o per la “own use exemption”e per analogia gli effetti valutativi relativi ad attività/passività nell’ambito di relazioni di “natural hedge” dei rischi summenzionati, nonché le svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Corrispondentemente è considerata avere natura “special” anche la componente di risultato della valutazione a equity delle partecipazioni in joint venture e imprese collegate per la quota riferibile ai suddetti oneri e proventi (after tax). Inoltre, è oggetto di esclusione il cosiddetto profit/loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione delle giacenze di fine periodo. Il profit (loss) on stock non è rilevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva gestionale per ottimizzare i margini. Analogamente a quanto previsto per gli special item, è oggetto di esclusione il profit or loss on stock incluso nei risultati dalle imprese partecipate valutate all’equity.
Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.
Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. L’informativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il calcolo delle Non-GAAP measure.
Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di performance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti a risultati consuntivati:
Utile operativo e utile netto adjusted
L’utile operativo e l’utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto reported gli special item e l’utile/perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell’utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell’utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la gestione del rischio connesso all’esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzione. L’effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l’eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l’aliquota statutory delle società italiane.
Gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all’attività operativa. Pertanto, restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall’accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production).
Utile/perdita di magazzino
L’utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazione del costo medio ponderato prevista dagli IFRS.
Special item
Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi. Inoltre, le differenze e derivati in cambi relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell’utile operativo adjusted variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. Sono classificati tra gli special item gli effetti contabili dei derivati su commodity valutati a fair value in aggiunta a quelli privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, anche quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri. Analogamente sono classificati come special items gli effetti valutativi relativi ad attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge di un rischio mercato, quali le differenze di cambio da allineamento maturate su debiti in valuta i cui flussi di rimborso sono assicurati da entrate in valuta altamente probabili. Sia la componente di fair value sospesa relativa ai derivati su commodity e altri strumenti sia le componenti maturate saranno imputate ai risultati di futuri reporting period al manifestarsi del sottostante.
In applicazione della Delibera CONSOB n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell’informativa finanziaria.
Leverage
Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il leverage è utilizzato per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell’industria.
Gearing
Il gearing è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio, escludendo l’utile/perdita di magazzino e certe componenti straordinarie, quali accantonamenti straordinari per perdite su crediti, nonché in considerazione dell’elevata volatilità dei mercati la variazione del fair value dei derivati su commodity privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, compresi quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri.
-19-

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 2023
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
Sustainable Mobility, Refining e Chimica Plenitude & Power
2.702 275 (270) (308) (140) 254
337 20
GRUPPO
2.513
357
34 59
9
18 1.247 1 403
1.771
4.641
(123) 463 4.981 (2.055)
41,3
2.926
19
2.907
2.388
255 264
2.907
Exploration & Production
Global Gas & LNG Portfolio
Corporate e Altre attività
Effetto eliminazione utili interni
oneri ambientali
17 17
svalutazioni (riprese di valore) nette
1 54 4 radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset 9
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
6 4 8 derivati su commodity
722 31 494 differenze e derivati su cambi
3 (18) 16
altro 51
393 (35) (6)
Special item dell’utile (perdita) operativo Utile (perdita) operativo adjusted Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(a) Escludono gli special item.
87 2.789 (44) 314 3.059 (1.537)
1.522
1.097 87 494 6
1.372 154 186 (134) 274
2 (4) (77) 10 152 (5) (8)
1.384 302 181 (219) 274
(385) (74) (54) 71 (76)
999 228 127 (148) 198
-20-

(€ milioni)
I Trimestre 2022
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
Sustainable Mobility, Refining e Chimica Plenitude & Power
(977) 662 1.594
Effetto eliminazione utili interni
(180) (91)
GRUPPO
5.352
(713)
14 62
(2)
36 605 22 (185)
552
5.191
(339) 380 5.232 (1.956)
37,4
3.276
6
3.270
3.583
(507) 194
3.270
Exploration & Production
4.344
Global Gas & LNG Portfolio
Corporate e Altre attività
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
8 radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset (2) accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
17 derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
(5) altro 19
(763) 50
14
3 45 6
10 9 2.043 (30) (1.408)
35 (7) (1)
(173) (22) (9)
Special item dell’utile (perdita) operativo Utile (perdita) operativo adjusted Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(a) Escludono gli special item.
37 4.381 (103) 379 4.657 (1.737)
2.920
1.908 931 (5) 1 927 (271)
656
10 (1.409) 6
(91) 185
(174) (41)
(10) (3) (218) 52 (2) (50)
(49) 180
(5) (61)
(54) 119
(442) (41)
101 17
(341) (24)
-21-

(€ milioni)
IV trimestre 2022
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
Sustainable Mobility, Refining e Chimica Plenitude & Power
2.246 3.728 (1.228) (4.950) (501) 282
730 (8)
15 153 2 178
GRUPPO
(423)
722
348 875 2 (32) 76 82 1.076 (133) 989
3.283
3.582
(125) 901 4.358 (1.841)
42,2
2.517
24
2.493
627
509 1.357
2.493
Exploration & Production
Global Gas & LNG Portfolio
Corporate e Altre attività
Effetto eliminazione utili interni
svalutazioni (riprese di valore) nette
375 (15) 544 (40) 11 radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti 2
(25) (3) (4) plusvalenze nette su cessione di asset
27 52 (3) accantonamenti a fondo rischi
14 1 31 (4) 40 oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
(3.999) (35) 5.110
(38) (135) 42 (2) differenze e derivati su cambi
altro 275
483
93 2 136
Special item dell’utile (perdita) operativo Utile (perdita) operativo adjusted Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
(a) Escludono gli special item.
645
(3.665) 63 2.891
22 (128)
691
1 3.454
86
(1.598)
1.856
877 5.068 358
379 118 (143) 274
6 (2) (23)
244 (8) (27)
629 108 (193) 274
(100) (53) 332 (76)
529 55 139 198
(346)
(260)
-22-

Analisi degli special item
IV Trim. 2022
348 Oneri ambientali
875 Svalutazioni (riprese di valore) nette (32) Plusvalenze nette su cessione di asset
76 Accantonamenti a fondo rischi
I Trim.
2023
34 59 9
18 1.247 1 403
1.771
1
(1)
(729)
(824)
(779)
264
264
(€ milioni)
2022
14 62 (2)
36 605 22 991 Altro (185) 3.283 Special item dell’utile (perdita) operativo 552 111 Oneri (proventi) finanziari (16)
di cui:
133 – riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo (22)
82 Oneri per incentivazione all’esodo 1.076 Derivati su commodity
(133) Differenze e derivati su cambi
(201) Oneri (proventi) su partecipazioni
di cui:
– plusvalenza SeaCorridor
(1.855) Imposte sul reddito
1.338 Totale special item dell’utile (perdita) netto
di competenza:
1.357 – azionisti Eni
(19) – interessenze di terzi
(475)
133 194
194
-23-

Riconciliazione GAAP vs Non-GAAP del conto economico 2023
I Trim.
Special items Riclassifica oneri finanziari
1.770
2
(729)
60 30
(779)
264
I Trim.
(€ milioni)
Utile operativo
Proventi/oneri finanziari
Proventi/oneri da partecipazioni
. Vår Energi . Azule
. Adnoc R&T
Imposte sul reddito
Utile netto
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
Risultati reported
2.513
(124)
1.192
120 115
121
(1.174)
2.407
19
2.388
Risultati reported
5.352
(323)
855
248
110
(2.295)
3.589
6
3.583
Risultati reported
(423)
(236)
1.102
295 281 105 227 670 43 627
stock Profit on
357
(102)
255
Profit on stock
(713)
(13)
(65)
206
133
194
(507)
IV Trimestre 2022
Risultati adjusted
4.641
(123)
463
180 115
151
(2.055)
2.926
19
2.907
Risultati adjusted
5.191
(339)
380
235 45 (1.956) 3.276 6 3.270
Risultati adjusted
3.582
(125)
901
171 281 228
(1.841)
2.517
24
2.493
1
(1)
2022
(€ milioni)
Utile operativo
Proventi/oneri finanziari
Special items
530
6
(475)
Riclassifica oneri finanziari
Proventi/oneri da partecipazioni
. Vår Energi
. Adnoc R&T
Imposte sul reddito
Utile netto
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
(€ milioni)
Utile operativo
Proventi/oneri finanziari
Proventi/oneri da partecipazioni
. Vår Energi . Azule
. Adnoc R&T
Imposte sul reddito
Utile netto
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
Profit on
stock
722
(213)
509
Special
oneri
items
Riclassifica
finanziari
22
(22)
3.416
(22)
(201)
(124) 123
(1.855)
1.338
(19)
(133)
133
-24-

Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
IV Trim. 2022
7.328 10.844 14.736
4.831 591 (6.805) 31.525
I Trim.
2023
6.001
7.944 13.457 5.044 440 (5.701) 27.185
(€ milioni)
2022
7.772 13.410 13.052
6.219 394 (8.718) 32.129
2022
23.479 177 793
36
24.449
2022
1.557 55 121 86 34 (8)
var %
(23) (41) 3 (19) 12
(15)
var %
(6) (39) –
(6)
var %
– (9) (6) 29 (3)
Exploration & Production
Global Gas & LNG Portfolio
Sustainable Mobility, Refining e Chimica Plenitude & Power
Corporate e altre attività
Elisioni di consolidamento
Costi operativi
IV Trim. 2022
28.252 69 817
82
29.138
I Trim.
2023
21.976 108 794
18
22.878
(€ milioni) Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti Costo lavoro
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
IV Trim. 2022
1.784 Exploration & Production 58 Global Gas & LNG Portfolio
129 Sustainable Mobility, Refining e Chimica 96 Plenitude & Power
37 Corporate e altre attività
(8) Effetto eliminazione utili interni
I Trim.
2023
1.552 50 114 111 33 (8) 1.852
59
1.911
32
1.943
(€ milioni)
2.096 Ammortamenti 1.845
875 Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni 62 (5)
in leasing
2.971 Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore 1.907 –
500 Radiazioni 25
3.471
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
Exploration & I Trimestre 2023 Production
1.932
Corporate e altre attività
(7) (1)
(8)
1
Gruppo
358 9 417
408 1.192
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto 251 10 109 Dividendi 9 Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni 1 415 1 Altri proventi (oneri) netti 409
252 834 119
Global Gas & Sustainable LNG Portfolio Mobility, Refining e
Chimica
Plenitude & Power
(5)
(5)
-25-

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.
Disponibilità liquide ed equivalenti
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
Passività per beni in leasing
– di cui working interest Eni
– di cui working interest follower
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage ante lease liability ex IFRS 16 Leverage post lease liability ex IFRS 16
(€ milioni)
31 Dic. 2022
26.917
7.543 19.374 (10.155)
(8.251) (1.485) 7.026
4.951 4.457 494 11.977
55.230
0,13
Var. ass.
(1)
(1.118) 1.117 9
448 314 770
(113) (108) (5) 657
323
0,01 0,01
Debiti finanziari e obbligazionari
– Debiti finanziari a breve termine
– Debiti finanziari a lungo termine
26.916
6.425 20.491 (10.146)
(7.803) (1.171)
7.796
4.838 4.349 489
12.634
55.553
0,14 0,23
0,22
-26-
31 Mar. 2023

Schemi di bilancio IFRS
STATO PATRIMONIALE
(€ milioni)
31 Mar. 2023
10.146 7.803 1.192
17.475 6.452 628 7.771
51.467
56.590 4.371 5.492 1.461
12.390 1.202 2.029 4.329
113 2.402
90.379 20
141.866
2.635 3.790 875 19.643 1.763 8.673
37.379
20.491 3.963 15.179 808 5.252 250 2.983
48.926 8
86.313
4.005 35.847 6.575 9.204
(2.937) 2.388
55.082 471 55.553 141.866
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico Altre attività finanziarie
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte sul reddito
Altre attività
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
Diritto di utilizzo beni in leasing
Attività immateriali
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto Altre partecipazioni
Altre attività finanziarie Attività per imposte anticipate Attività per imposte sul reddito Altre attività
Attività destinate alla vendita
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Quota a breve di passività per beni in leasing a lungo termine Debiti commerciali e altri debiti
Passività per imposte sul reddito Altre passività
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine Passività per beni in leasing a lungo termine Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
Passività per imposte sul reddito
Altre passività
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
TOTALE PASSIVITÀ
Capitale sociale
Utili relativi a esercizi precedenti
Riserve per differenze cambio da conversione
Altre riserve e strumenti rappresentativi di capitale Azioni proprie
Utile (perdita) netto
Totale patrimonio netto di Eni
Interessenze di terzi
TOTALE PATRIMONIO NETTO
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
31 Dic. 2022
10.155 8.251 1.504
20.840 7.709 317 12.821 61.597
56.332 4.446 5.525 1.786
12.092 1.202 1.967 4.569
114 2.236 90.269 264 152.130
4.446 3.097 884 25.709 2.108 12.473 48.717
19.374 4.067 15.267 786 5.094 253 3.234 48.075 108 96.900 4.005 23.455 7.564 8.785 (2.937) 13.887 54.759 471 55.230 152.130
-27-

CONTO ECONOMICO
IV Trim.
2022 (€ milioni)
31.815 Totale ricavi
I Trim.
32.129 365 32.494 (23.479) (177) (793) (761) (2.096) Ammortamenti (1.845) (875) Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni (62)
in leasing
(500) Radiazioni (25)
2023
27.185 193 27.378
(21.976) (108) (794) (44) (1.852)
(59) (32)
2.513
2.007 (2.181) 66 (16) (124)
358
834
1.192
3.581
(1.174)
2.407
2.388 19
0,71 0,70
3.345,4 3.351,7
2022
31.525 Ricavi della gestione caratteristica 290 Altri ricavi e proventi
(28.252) Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(69) Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
(817) Costo lavoro
371 Altri proventi (oneri) operativi
(423) UTILE (PERDITA) OPERATIVO
2.376 Proventi finanziari (2.602) Oneri finanziari
57 Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico (67) Strumenti finanziari derivati
(236) PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
665 Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
437 Altri proventi (oneri) su partecipazioni
1.102 PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
443 UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
227 Imposte sul reddito
670 Utile (perdita) netto
di competenza: 627 – azionisti Eni
43 – interessenze di terzi
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
0,22 – semplice 0,21 – diluito
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
3.371,9 – semplice 3.378,2 – diluito
5.352
1.251 (1.517) (42) (15) (323) 400 455 855 5.884 (2.295) 3.589
3.583 6
1,00 1,00
3.539,8 3.547,4
-28-

PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
(€ milioni)
Utile (perdita) netto del periodo
Componenti non riclassificabili a conto economico
Rivalutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
Effetto fiscale
Componenti riclassificabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
Quota di pertinenza delle “Altre componenti dell’utile (perdita) complessivo” delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Effetto fiscale
Totale altre componenti dell’utile (perdita) complessivo Totale utile (perdita) complessivo del periodo
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2022
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 marzo 2022
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2023
Totale utile (perdita) complessivo Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Cedole obbligazioni subordinate perpetue Imposte su cedole bond ibrido
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 marzo 2023
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
I Trim.
2022
3.589
(8)
(6) (2)
(629)
871 (2.094)
(9) 603 (637)
2.952 2.946
2023
2.407
(565)
(1.011) 571
41 (166)
(565)
1.842
1.823
19
6
44.519
2.947
47.466 47.366
100
55.230
(39) 11 (19)
2.952 (1) (30) 26
1.842 (1.472)
323
55.553
55.082
471
-29-

RENDICONTO FINANZIARIO
IV Trim.
2022 (€ milioni)
670 Utile (perdita) netto
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
Radiazioni
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi
Interessi attivi
Interessi passivi
Imposte sul reddito
Altre variazioni
Flusso di cassa del capitale di esercizio – rimanenze
– crediti commerciali
– debiti commerciali
– fondi per rischi e oneri
– altre attività e passività
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
4.593 Flusso di cassa netto da attività operativa
(3.324) Flusso di cassa degli investimenti
(2.597) – attività materiali
(3) – diritto di utilizzo prepagato beni in leasing
(167) – attività immateriali
(743) – imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
(323) – partecipazioni
(119) – titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
628 – variazione debiti relativi all’attività di investimento
949 Flusso di cassa dei disinvestimenti
119 – attività materiali
5 – attività immateriali
(28) – imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute 175 – partecipazioni
351 – titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa 327 – variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
(590) Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(2.965) Flusso di cassa netto da attività di investimento
I Trim.
2023
2.407
1.852
59
32 (358) (408) (9) (104)
241 1.174
(439)
(293)
1.597
3.612 (6.301) (148)
947
25 560 64
(281) (1.540)
2.982
(3.015)
(2.064)
(55) (524) (121)
(71) (180) 484
30
380 35
6 33 752
(1.779)
2022
3.589
1.845
62
25 (400) (334) (44) (8)
211 2.295 6
(2.605)
(981) (4.701)
2.738 (9)
348
16 58 6
(231) (1.393)
3.098
(2.770)
(1.301)
(63) (167)
(1.027) (104) (108) 625
3
571 51
2.715
570
2.096
875
500 (665) (65) (134) (50)
273 (227) (242)
3.397
2.203 281 1.536 709
(1.332)
36 811 87
(163) (2.606)
-30-

RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
IV Trim.
2022 (€ milioni) (1) Assunzione di debiti finanziari non correnti
(286) Rimborsi di debiti finanziari non correnti
(227) Rimborso di passività per beni in leasing
(298) Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti (738) Dividendi pagati ad azionisti Eni
(47) Dividendi pagati ad altri azionisti
71 Apporti di capitale da azionisti terzi
(6) Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
(1.224) Acquisto di azioni proprie
(51) Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni perpetue
(2.807) Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
(136) Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(1.315) Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti 11.496 Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo 10.181 Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
I Trim.
2023
2.002 (152) (247)
(1.989) (765)
(16)
(39)
(1.206)
(32)
(35) 10.181 10.146
2022
128 (877) (290) 2.639 (30)
(2)
(39)
1.529
9
5.206
8.265 13.471
-31-

Investimenti tecnici
IV Trim.
2022 (€ milioni)
2.041 Exploration & Production
di cui: – acquisto di riserve proved e unproved – ricerca esplorativa
– sviluppo di idrocarburi
– progetti CCUS e agro-biofeedstock
9 Global Gas & LNG Portfolio
461 Sustainable Mobility, Refining e Chimica
317 – Sustainable Mobility e Refining 144 – Chimica
191 Plenitude & Power
127 – Plenitude 64 – Power
62 Corporate e altre attività Elisioni di consolidamento
2.764 Investimenti tecnici (a)
I Trim.
2023
1.819
211 1.562 35
138
112 26 149 130 19
14 (1)
2.119
2022
1.071
76 116 861 13
3 92 68
24
141
116 25 59
(2)
1.364
var %
70
.. 82 81 ..
.. 50 65
8
6
12 (24) (76)
55
(11)
285 1.704 42
(a) Gli investimenti per l’acquisto di immobili, impianti e macchinari da fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario sono stati rilevati nelle “Altre variazioni” del Rendiconto Finanziario (€85 milioni e €9 milioni nel primo trimestre 2023 e nel primo trimestre 2022, rispettivamente, e €22 milioni nel quarto trimestre 2022).
Nel primo trimestre 2023 gli investimenti di €2.119 mln evidenziano un aumento del 55% e hanno riguardato principalmente:
– lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€1.562 mln) in particolare in Costa d’Avorio, Italia, Congo, Egitto, Emirati Arabi Uniti, Stati Uniti ed Iraq;
– l’attività di raffinazione tradizionale in Italia e all’estero (€101 mln) finalizzati essenzialmente ad attività di asset integrity e stay-in-business, nonché agli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; il marketing (€11 mln) con interventi per obblighi di legge e stay-in-business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d’Europa;
‐ Plenitude (€130 mln) relativa principalmente allo sviluppo del business delle rinnovabili, acquisizione di nuovi clienti e attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici.
-32-

Exploration & Production
PRODUZIONE
IV Trim. 2022
80
182
291
328
273
150
171
135
7
1.617
314
134
PRODUZIONE
IV Trim. 2022
35
106
136
76
166
111
78
68
–
776
176
PRODUZIONE
IV Trim. 2022
7
11
23
37
16
6
14
10
1
125
20
DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA
Italia
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Egitto
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di idrocarburi (a)(b)
– di cui società in Joint Venture e collegate
Produzione venduta (a)
DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA
Italia
Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto
Africa Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto dell’Asia America
Australia e Oceania
Produzione di petrolio e condensati
– di cui società in Joint Venture e collegate
DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
Italia
Resto d’Europa Africa Settentrionale Egitto
Africa Sub-Sahariana Kazakhstan
Resto dell’Asia America
Australia e Oceania
Produzione di gas naturale
– di cui società in Joint Venture e collegate
(mgl di boe/giorno)
I Trim.
2022
84
214
240
358
284
164
181
124
13
1.662
242
136
I Trim.
2022
37
127
112
79
176
112
78
59
–
780
115
I Trim.
2022
7
13
19
41
16
8
15
10
2
131
19
2023
74
180
294
330
292
166
174
140
6
1.656
324
131
(mln di boe)
(mgl di barili/giorno)
2023
31
102
131
69
172
118
84
73
–
780
176
2023
6
12
24
39
18
7
13
10
1
130
22
(mln di metri cubi/giorno)
(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 (126 e 116 mila boe/giorno nel I Trimestre