Comunicato stampa Eni: risultati del primo trimestre 2025

(AGENPARL) – Roma, 24 Aprile 2025

(AGENPARL) – Thu 24 April 2025 Eni: risultati del primo trimestre 2025
I solidi risultati del Q1 ‘25 sono sostenuti dai migliorati fondamentali economico-finanziari della Società.
Eni reagisce al quadro macroeconomico incerto e volatile con l’opzionalità e la flessibilità del suo portafoglio.
Individuate azioni compensative per oltre €2 mld nel 2025. Investimenti netti previsti adesso sotto i €6 mld.
Confermata la politica di remunerazione degli azionisti.
Finalizzato l’investimento del 30% di KKR in Enilive, mentre EIP incrementa la partecipazione in Plenitude al 10%,
esplicitando un valore di oltre €20 mld per i due business della transizione Eni.
Nuovo successo nell’applicazione del modello dual exploration dell’Eni grazie alla monetizzazione anticipata dei nostri
importanti progetti di Baleine in Costa d’Avorio e Congo FLNG a seguito degli accordi con Vitol.
Raggiunto uno storico accordo con Cipro ed Egitto per l’esportazione in Europa delle risorse di gas della scoperta
Cronos attraverso le infrastrutture Eni.
In corso lo sviluppo di un rilevante satellite E&P Eni-Petronas, finanziariamente autonomo e con un portafoglio di asset
di livello mondiale, allo scopo di massimizzare il valore delle significative risorse di gas Eni in Indonesia.
San Donato Milanese, 24 aprile 2025 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha
approvato i risultati consolidati del primo trimestre 2025 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“I solidi risultati del primo trimestre sono il frutto della costante esecuzione della nostra strategia, nonostante l’incerto contesto macroeconomico. Manteniamo la
disciplina finanziaria e la determinazione nel fare leva sui nostri vantaggi competitivi basati sull’esplorazione, sulle tecnologie proprietarie e sugli innovativi modelli
di business, per eseguire la trasformazione e generare valore per i nostri azionisti. Gli straordinari successi esplorativi aprono nuove opportunità di mercato e di
ritorni. Con Petronas stiamo creando un nuovo satellite upstream paritetico, autofinanziato, con lo scopo di valorizzare l’ingente potenziale delle nostre scoperte al
largo dell’Indonesia. Il modello di “esplorazione duale” è stato applicato negli accordi con Vitol, anticipando la monetizzazione dei rilevanti progetti Eni di Baleine e
Congo FLNG con incassi attesi pari a $2,7 mld. La strategia di crescita e di creazione di valore basata sui satelliti relativi alla transizione prende slancio; Enilive e
Plenitude hanno perfezionato ulteriori investimenti, mentre è in fase di definizione il nuovo satellite dedicato all’attività di cattura/stoccaggio della CO2.
Nel primo trimestre Eni ha conseguito su base adjusted €3,7 mld di utile operativo proforma, €1,4 mld di utile netto e €3,4 mld di flusso di cassa operativo in grado
di coprire gli investimenti lordi di €1,9 mld e la distribuzione di cassa agli azionisti. Questi risultati insieme agli incassi della gestione del portafoglio ci consentono di
ridurre il rapporto di leva al livello storicamente minimo di 0,12. In prospettiva, siamo ben posizionati per attraversare l’attuale congiuntura: grazie a un portafoglio
di attivi di elevata qualità, in grado di fornirci ampia flessibilità, e a strutture finanziarie collaudate che assicurano una disciplinata allocazione del capitale e una
crescita autofinanziata, siamo in grado di ottimizzare i nostri piani di spesa e la gestione della cassa. Come risultato abbiamo individuato oltre €2 mld di azioni di
razionalizzazione della spesa, equivalenti a circa 15 $/bbl di effetto prezzo, e siamo in grado di confermare la nostra politica di distribuzione per il 2025 nel contesto
di una solida struttura finanziaria.”
Principali dati operativi e risultati economico-finanziari
IV Trim.
I Trim.
1.716
var %
1.647
1.741
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
2.699
Utile operativo proforma adjusted ⁽ᵃ⁾
€ milioni
3.681
4.116
1.694
società consolidate
2.600
3.027
1.005
società partecipate rilevanti ⁽ᵇ⁾
1.081
1.089
Produzione di idrocarburi
mgl di boe/g
Utile operativo proforma adjusted (per settore) ⁽ᵃ⁾
2.780
3.308
3.392
Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power
Enilive e Plenitude
(275)
Refining e Chimica
(334)
(218)
Corporate, altre attività ed elisioni di consolidamento
(102)
1.925
Utile netto ante imposte adjusted ⁽ᵃ⁾
2.749
3.126
Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᶜ⁾
1.412
1.582
Utile (perdita) netto ⁽ᶜ⁾
1.172
1.211
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾
3.414
3.896
2.889
3.620
Flusso di cassa netto da attività operativa
2.385
1.904
2.693
Investimenti organici ⁽ᵈ⁾
1.885
1.990
12.175
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
10.334
12.882
55.648
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
57.269
55.109
Leverage proforma ⁽ᵉ⁾
(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure alle pagine 18 e successive.
(b) Per le principali JV/collegate vedi “Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo” a pagina 22.
(c) Di competenza azionisti Eni.
(d) Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.
(e) Calcolato considerando le transazioni definite ma non ancora finalizzate alla data di reporting.
Highlight strategici e finanziari
Gli eccellenti successi esplorativi sono alla base dei principali traguardi della E&P
In fase di costituzione la JV tra Eni e Petronas, finanziariamente indipendente e con un portafoglio di asset di livello
mondiale, che fa leva sul nostro rilevante potenziale minerario a gas in Indonesia. La JV ha l’obiettivo di un plateau
produttivo di 500 mila barili/g con un vasto potenziale esplorativo addizionale nell’area.
Firmati con Vitol accordi di diluizione di elevate quote di partecipazione possedute da Eni nei grandi progetti operati
rispettivamente di Baleine in Costa d’Avorio per il 30% (quota Eni post transazione al 47,25%) e del progetto Congo LNG
per il 25% (Eni 40% post transazione) con un incasso atteso di USD 2,7 mld, in linea con il nostro modello di dual
exploration.
Storico accordo con Cipro ed Egitto per sfruttare le significative risorse di gas della scoperta cipriota di Cronos nel
Blocco 6, che saranno esportate nei mercati a premio dell’Europa, grazie alle sinergie con le infrastrutture produttive e
la capacità di liquefazione Eni in Egitto.
Costante crescita dei nostri satelliti legati alla transizione
Enilive ha avviato l’unità per la produzione di carburanti sostenibili per l’aviazione presso Gela, della capacità di 400 mila
ton/anno.
Plenitude ha completato diversi progetti di installazione di impianti di energia rinnovabile in Italia, Spagna e Regno Unito.
Tecnologie proprietarie per promuovere la crescita e la decarbonizzazione a lungo termine
Avviata una collaborazione con Group42 e il fondo di investimento degli Emirati Arabi Uniti dedicato all’IA per la
costruzione di un Data Center hyperscale presso il nostro hub di Ferrera Erbognone, alimentato con energia da gas,
pronta per essere decarbonizzata tramite cattura della CO2.
Avviata una collaborazione con l’Autorità per l’Energia Atomica del Regno Unito per condurre attività di ricerca e sviluppo
nel campo dell’energia da fusione.
Innovativi modelli finanziari e disciplina nella spesa per generare valore per gli azionisti e ridurre l’indebitamento
Finalizzato l’investimento del 30% del fondo KKR in Enilive con un incasso complessivo di €3,6 mld. Finalizzata la
seconda tranche dell’investimento del fondo EIP in Plenitude, che incrementa la partecipazione al 10%, con un incasso
per Eni di €0,2 mld.
I proventi ottenuti dalla valorizzazione dei nostri satelliti e i successi nell’applicazione del modello dual exploration
migliorano il leverage proforma che si attesta al livello di 0,12.
Nel primo trimestre ‘25, remunerati i nostri azionisti con €1,2 mld di cassa.
Risultati finanziari del primo trimestre 2025 nel complesso solidi trainati dalla costante esecuzione della strategia Eni
Nel primo trimestre 2025 l’EBIT proforma adjusted di €3,7 mld è aumentato di circa il 36% su base sequenziale in uno
scenario di riferimento simile, grazie all’eccellente performance della E&P, al solido contributo di GGP e al costante
miglioramento dei nostri satelliti Enilive e Plenitude. Nel confronto con il primo trimestre 2024, l’EBIT evidenzia un calo
dell’11% dovuto alla flessione di circa il 10% del prezzo del petrolio Brent. Utile netto adjusted pari a €1,4 mld.
Nel primo trimestre 2025:
E&P ha conseguito l’EBIT proforma adjusted di €3,3 mld, in aumento di circa il 20% su base sequenziale per effetto
del maggior contributo di Paesi con produzioni più profittevoli e dei generalizzati minori costi.
GGP ha ottenuto l’EBIT proforma adjusted di €310 mln, grazie alla massimizzazione del valore del portafoglio
gas/GNL.
L’EBIT proforma adjusted di Enilive pari a €95 mln, è quasi raddoppiato su base sequenziale, sostenuto dal
maggiore contributo delle attività retail; in riduzione rispetto al 2024 a causa dei minori margini dei biocarburanti.
Plenitude ha conseguito l’EBIT proforma adjusted di €241 mln, in linea con il 2024.
L’EBITDA proforma adjusted dei due satelliti è stato pari a €0,17 mld per Enilive e a €0,36 mld per Plenitude.
L’attività di raffinazione ha chiuso con una perdita proforma adjusted di €91 mln, peggiorando il confronto sia
rispetto al primo trimestre 2024 sia su base sequenziale, per effetto del continuo deterioramento dei margini.
L’attività della chimica registra la perdita di €0,24 mld a causa della prolungata debolezza del settore europeo
dovuto alla minore domanda e alla pressione sui margini da parte di operatori con posizioni di costo più
vantaggiose.
Il flusso di cassa adjusted prima dei movimenti del circolante ammonta a €3,4 mld, superiore ai fabbisogni per gli
investimenti lordi di €1,9 mld. Il free cash flow organico di €1,5 mld e gli incassi netti da dismissione di circa €3 mld,
relativi principalmente all’investimento del 25% di KKR in Enilive, hanno consentito di remunerare gli azionisti con
€1,2 mld (inclusa la terza tranche del dividendo 2024 di €0,76 mld) e di ridurre l’indebitamento finanziario netto di
circa €1,8 mld a €10,3 mld vs fine 2024.
Outlook 2025
In risposta ai rischi macroeconomici e alle incertezze sui dazi commerciali, la società ottimizza i piani di spesa per il 2025 e
farà ricorso alle leve di portafoglio. Le azioni di mitigazione relative agli investimenti, portafoglio, costi e altre iniziative di
cassa sono previste compensare oltre €2 mld di effetti negativi dello scenario.
Gli investimenti lordi per il 2025 sono stati rivisti al di sotto di €8,5 mld rispetto a una previsione iniziale di €9 mld. Gli
investimenti al netto delle dismissioni sono attesi inferiori a €6 mld rispetto a una stima iniziale compresa tra €6,5-7
Assumendo lo scenario aggiornato di 65 $/bbl per il prezzo del petrolio Brent, 40 €/MWh per il prezzo spot del gas al
TTF, 3,5 $/bbl per il margine di raffinazione Eni SERM e un tasso di cambio EUR vs USD pari a 1,1, il CFFO adjusted di
Gruppo è ora atteso a €11 mld, un risultato migliore di quanto implicherebbe la variazione dei parametri di scenario.
Produzione di idrocarburi attesa ancora a 1,7 mln boe/g allo scenario Brent di 65 $/bbl.
GGP EBIT proforma adjusted confermato a €0,8 mld, in incremento a oltre €1 mld in caso di esito positivo delle
negoziazioni e di un favorevole scenario di riferimento.
Enilive e Plenitude:
o EBITDA proforma adjusted atteso pari a €1 mld e oltre €1,1 mld, rispettivamente;
o a fine 2025, capacità installata da fonti rinnovabili attesa oltre 5,5 GW (100% Plenitude); capacità di lavorazione
delle bioraffinerie attesa a 1,65 MTPA, a cui si aggiunge circa 1 MTPA in costruzione.
In attesa dell’approvazione dell’Assemblea degli azionisti del prossimo 14 maggio, confermato l’incremento del 5% del
dividendo di competenza dell’esercizio 2025 a €1,05 per azione e l’avvio del programma di riacquisto di azioni da €1,5 mld.
Quarta tranche del dividendo 2024 pari a €0,25 per azione in pagamento il 21 maggio 2025. L’Assemblea degli Azionisti
del prossimo 14 maggio 2025 è attesa approvare il dividendo 2025 di €1,05 per azione da distribuirsi in quattro tranche
e di rinnovare l’autorizzazione al programma di acquisto azioni proprie.
Robusta struttura patrimoniale e rapporto di leva entro l’intervallo obiettivo.
Il rapporto d’indebitamento è atteso nell’intervallo 0,15 – 0,2.
Segmenti di business: risultati operativi e finanziari
Exploration & Production
Produzione e prezzi
IV Trim.
74,69
1,067
1.716
54,46
69,02
Brent dated
Cambio medio EUR/USD
Produzione di idrocarburi
Petrolio
Gas naturale
Prezzi medi di realizzo ⁽ᵃ⁾
Petrolio
Gas naturale
$/barile
mgl di boe/g
mgl di barili/g
mln di metri cubi/g
$/boe
$/barile
$/mgl di metri cubi
I Trim.
75,66
83,24
1,052
1,086
1.647
1.741
55,21
54,16
69,72
74,53
var %
(a) I prezzi si riferiscono alle società consolidate.
Nel primo trimestre 2025 la produzione di idrocarburi è stata di 1,65 mln di boe/giorno, in riduzione del 5% rispetto al
primo trimestre 2024. La cessione delle attività perfezionate nel 2024 in Nigeria, Alaska, Congo e il declino dei giacimenti
maturi sono stati sostanzialmente compensati dalla progressiva entrata a regime dei progetti organici in Costa d’Avorio,
Congo, Messico ed Italia.
La produzione di petrolio è stata di 786 mila barili/giorno nel primo trimestre 2025, in riduzione dell’1% rispetto al primo
trimestre 2024. La crescita organica in Costa d’Avorio a seguito dell’avvio della Fase 2 del progetto Baleine e in Messico
è stata compensata dalla cessione delle attività e dal declino di giacimenti maturi.
La produzione di gas naturale è stata di 128 mln di metri cubi/giorno, in riduzione del 9% rispetto al primo trimestre
2024. La cessione delle attività e il declino dei giacimenti maturi sono stati in parte compensati dalla crescita organica
in Congo (Marine XII), Italia (regimazione di Argo/Cassiopea) nonché in Mozambico (regimazione di Coral South).
Risultati
IV Trim.
(€ milioni)
I Trim.
var %
5.417
Ricavi Upstream
5.406
5.623
2.780
Utile operativo proforma adjusted
3.308
3.392
di cui: società partecipate rilevanti
1.078
1.951
2.328
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
1.090
Esclusione special items
1.796
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
2.230
2.400
2.219
Utile (perdita) ante imposte adjusted
2.456
2.539
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
1.313
1.182
Costi di ricerca esplorativa:
1.785
IV Trim.
costi di prospezioni, studi geologici e geofisici
Investimenti tecnici
radiazione di pozzi di insuccesso
1.439
1.565
Società partecipate rilevanti
Utile operativo adjusted (quota Eni)
di cui: Vår Energi
I Trim.
1.078
var %
Azule
Utile netto adjusted
Dividendi
Produzione di idrocarburi
(€ milioni)
(mgl di boe/g)
Nel primo trimestre 2025 il settore Exploration & Production ha registrato l’utile operativo proforma adjusted di €3.308
mln, in riduzione del 2% rispetto al primo trimestre 2024, a causa dei minori prezzi di realizzo dei liquidi che riflettono la
riduzione del prezzo del petrolio in dollari (marker Brent -9%). Tale effetto negativo è stato in parte compensato dai
maggiori prezzi di realizzo del gas naturale (+8%), nonché dai minori costi e dalle azioni di efficienza.
Nel primo trimestre 2025, il settore ha registrato un utile netto adjusted di €1.313 mln, in aumento dell’11% rispetto al
primo trimestre 2024 e include il contributo delle JV e collegate, in particolare Vår Energi, Azule Energy ed Ithaca Energy.
Nel primo trimestre 2025 il tax rate si attesta al 46%, in riduzione di circa 7 punti percentuali rispetto al periodo di
confronto del 2024 per effetto principalmente di un più favorevole mix geografico dei profitti.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
A febbraio Eni ha annunciato un accordo per aggregare i propri asset oil&gas in Indonesia con il portafoglio di Petronas,
compresi alcuni asset di Petronas in Malesia. La joint venture avrà un target produttivo di 500 mila boe/g, sostenibile
nel lungo periodo grazie al potenziale minerario delle aree interessate.
A febbraio, firmato un accordo con Cipro ed Egitto per lo sviluppo delle riserve di gas del Blocco 6 operato da Eni
nell’offshore di Cipro, da esportare in Europa attraverso gli impianti di trattamento e liquefazione di Eni presenti in Egitto.
A marzo, Eni e Vitol hanno concordato i termini economici per il farm-out a Vitol di una partecipazione del 25% posseduta
da Eni nel progetto operato Congo FLNG (al closing Eni manterrà una partecipazione del 40%) e di una partecipazione
del 30% posseduta da Eni nel progetto operato Baleine nell’offshore della Costa d’Avorio (al closing Eni manterrà una
partecipazione del 47,25%) con un incasso previsto di $2,7 mld e data economica 1° gennaio 2024. Il closing delle due
transazioni è soggetto alle normali approvazioni regolatorie e ad altre condizioni.
A marzo, Eni e Petroci hanno annunciato un significativo aumento della fornitura di gas per il sistema di generazione
elettrica della Costa d’Avorio. Il gas prodotto, fino a 70 mmcf/d, sarà interamente destinato a soddisfare la domanda
locale, garantendo una fornitura affidabile per le esigenze di generazione elettrica del Paese e rafforzando ulteriormente
il ruolo della Costa d’Avorio come hub energetico regionale. Avviata nel dicembre 2024, la Fase 2 del progetto Baleine
segna un ulteriore passo avanti nell’impegno della società a rafforzare il settore energetico e lo sviluppo industriale del
Paese.
A marzo, Vår Energi (Eni 63%) ha annunciato l’avvio della produzione del giacimento Johan Castberg nel Mare di Barents,
partecipato al 30%, della capacità di 220 kbbl/g. Johan Castberg è il primo dei cinque grandi start-up upstream che Eni
prevede per il 2025.
Ad aprile è stato firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con YPF, società energetica argentina, per valutare
la fattibilità economica di un progetto di sviluppo integrato upstream/midstream delle riserve gas del bacino onshore di
Vaca Muerta. Il progetto ha come obiettivo l’installazione di due unità galleggianti di GNL da 6 MTPA ciascuna.
Varate le FPSO per lo sviluppo dei giacimenti di Agogo, operato da Azule al largo dell’Angola, e Balder operato da Vår
Energi in Norvegia.
Global Gas & LNG Portfolio e Power
Vendite e produzione
I Trim.
IV Trim.
Prezzo spot del Gas Italia al PSV
€/MWh
Spread PSV vs. TTF
Vendite di gas naturale
Italia
Resto d’Europa
var %
mld di metri cubi
Mercati europei
Resto del Mondo
15,26
Totale vendite gas ⁽ᵃ⁾
12,12
15,45
Vendite di GNL
Power
Produzione termoelettrica
Importatori in Italia
(a) Include vendite intercompany.
Global Gas & LNG Portfolio
• Nel primo trimestre 2025 le vendite di gas naturale di 12,12 mld di metri cubi sono in diminuzione del 22% rispetto al
periodo di confronto per effetto della debole performance in Italia, a seguito della riduzione dei volumi venduti nel settore
grossisti. Minori vendite registrate anche nel mercato Europeo (-22% rispetto al Q1 ’24), principalmente in Turchia, in
parte compensate dalle maggiori vendite in Benelux, Francia e Regno Unito.
Power
La produzione termoelettrica è stata pari a 5,41 TWh nel primo trimestre 2025, in aumento del 7% rispetto al periodo di
confronto per effetto del maggior tasso di utilizzo degli impianti a seguito di uno scenario più favorevole.
Risultati
IV Trim.
(€ milioni)
I Trim.
5.590
5.149
(118)
6.185
Ricavi della gestione caratteristica
(130)
Utile operativo proforma adjusted
di cui: società partecipate rilevanti
Power
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special item
(310)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted
Investimenti tecnici
var %
Nel primo trimestre 2025 il business Global Gas & LNG Portfolio ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di
€310 mln, a seguito della continua massimizzazione del valore dal portafoglio gas e GNL. Rispetto all’analogo periodo di
confronto, il risultato è sostanzialmente in linea.
Nel primo trimestre 2025 l’utile operativo adjusted delle società consolidate registra il beneficio della riclassificazione a
imposte di oneri operativi connessi alla componente fiscale della tariffa di trasporto del gas dall’Algeria riscossa e versata
dalla JV SeaCorridor per conto del trasportatore.
Nel primo trimestre 2025, il business Power ha riportato l’utile operativo proforma adjusted di €163 mln, in aumento di
€135 milioni rispetto allo stesso periodo del 2024, per effetto di un provento una tantum dovuto a una rinegoziazione
contrattuale. Al netto di questo effetto, i risultati del trimestre sono sostanzialmente in linea con lo stesso periodo del
2024.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special item” nella sezione Risultati di gruppo.
Enilive e Plenitude
Enilive
I Trim.
IV Trim.
var %
Enilive
Spread EU HVO UCO-based vs UCO
Spread US RD⁽ᵃ⁾ UCO-based vs UCO
Lavorazioni bio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione bio
Totale vendite Enilive
Vendite rete
1.040
mgl ton
mln ton
$/ton
di cui: Italia
Vendite extrarete
di cui: Italia
Altre vendite
(a) Renewable Diesel.
Nel primo trimestre 2025 i volumi di lavorazione bio pari a 292 mila tonnellate sono in riduzione del 16% rispetto allo
stesso periodo del 2024 e risentono principalmente dei minori volumi lavorati presso la bioraffineria di Chalmette a
seguito delle fermate di manutenzione.
Nel primo trimestre 2025 le vendite rete ammontano a 1,78 mln di tonnellate, in linea rispetto al periodo di confronto, a
seguito di una leggera riduzione delle vendite in Italia, in particolare di gasolio, parzialmente compensate dalle maggiori
vendite in Spagna.
Nel primo trimestre 2025 le vendite extrarete in Italia sono pari a 2,27 mln di tonnellate, in calo dell’8% rispetto al 2024 a
seguito della minore domanda di gasolio, in parte compensata dalle maggiori vendite di jet-fuel.
IV Trim.
Ricavi della gestione caratteristica
4.757
5.214
EBITDA proforma adjusted
Utile operativo proforma adjusted
di cui: società partecipate rilevanti
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Utile (perdita) netto adjusted
(1.038)
(110)
var %
4.924
(386)
I Trim.
(€ milioni)
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
Indebitamento netto
Investimenti tecnici
Nel primo trimestre 2025, il business Enilive ha registrato un utile operativo proforma adjusted di €95 mln, in calo del
48% rispetto allo stesso periodo del 2024, come conseguenza principalmente del deterioramento dei margini dei
biocarburanti a causa della pressione dovuta alla dinamica dei prezzi spot dell’HVO nell’Unione Europea. Tale trend è
stato in parte compensato dai risultati positivi del marketing che hanno beneficiato della migliore performance del
business retail.
L’EBITDA proforma adjusted è pari a €172 mln, in calo del 33% rispetto al primo trimestre 2024 (€256 mln).
Sviluppi strategici
A gennaio 2025, è stato avviato il primo impianto dedicato alla produzione di SAF nella Bioraffineria di Gela con una
capacità di 400 mila tonnellate/anno.
A marzo, Eni e Saipem hanno esteso l’accordo di collaborazione sottoscritto dalle due società nel novembre 2023 volto
alla costruzione di nuove bioraffinerie, alla conversione delle raffinerie tradizionali in bioraffinerie e, più in generale, allo
sviluppo di nuove iniziative da parte di Eni nell’ambito della trasformazione industriale.
Ad aprile, Eni e KKR hanno dato esecuzione all’operazione prevista dall’accordo di investimento, annunciato lo scorso
febbraio, per l’incremento della partecipazione di KKR in Enilive attraverso l’acquisto di azioni Enilive da Eni
rappresentative del 5% del capitale sociale, per un corrispettivo di circa €601 mln. Ad esito dell’operazione, KKR è titolare
di una partecipazione complessiva pari al 30% del capitale sociale di Enilive, comprendente l’acquisizione concordata del
mese di ottobre 2024 del 25% di Enilive da parte di KKR con un incasso per Eni pari a circa €2,97 mld.
Plenitude
IV Trim.
I Trim.
var %
Plenitude
PUN Index GME
€/MWh
Clienti retail/business a fine periodo
mln pdf
Vendite retail e business gas a clienti finali
mld di metri cubi
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali
terawattora
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo
gigawatt
Produzione di energia da fonti rinnovabili
terawattora
Punti di ricarica veicoli elettrici a fine periodo
migliaia
Al 31 marzo 2025, clienti retail/business leggermente superiori a 10 mln (gas ed energia elettrica), in linea rispetto al
31 dicembre 2024.
Le vendite retail e business di gas a clienti finali pari a 2,39 mld di metri cubi nel primo trimestre 2025, sono in calo del
7% rispetto al periodo di confronto. La principale riduzione è stata registrata nel mercato domestico.
Le vendite retail e business di energia elettrica a clienti finali pari a 4,90 TWh nel primo trimestre 2025 sono in aumento
del 6% rispetto al primo trimestre del 2024, grazie ai maggiori volumi commercializzati in Italia e nel resto d’Europa.
Al 31 marzo 2025, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 4,1 GW, principalmente grazie allo sviluppo organico
dei progetti in Spagna, Stati Uniti, Italia e Regno Unito, e alle acquisizioni negli Stati Uniti, Spagna e Germania.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 1,2 TWh nel primo trimestre 2025, in aumento del
9% rispetto al primo trimestre 2024, principalmente grazie allo start-up dei progetti organici e al positivo contributo
degli asset in operation acquisiti.
I punti di ricarica dei veicoli elettrici installati al 31 marzo 2025 sono pari a 21,5 mila unità, in aumento del 10% rispetto
alle 19,6 mila unità al 31 marzo 2024, grazie allo sviluppo della rete.
IV Trim.
2.985
Ricavi della gestione caratteristica
(232)
2.261
I Trim.
(€ milioni)
var %
3.718
3.336
EBITDA proforma adjusted
Utile operativo proforma adjusted
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione special item
(183)
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
2.792
2.695
Utile (perdita) ante imposte adjusted
Utile (perdita) netto adjusted
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
Indebitamento netto
Investimenti tecnici
Nel primo trimestre 2025, Plenitude ha conseguito un utile operativo proforma adjusted di €241 mln, in linea rispetto
allo stesso periodo di confronto, per effetto dei solidi risultati del business retail e del ramp-up della capacità installata
da fonti rinnovabili e dei relativi volumi.
Il business ha conseguito un EBITDA proforma adjusted pari a €358 mln, in aumento del 3% rispetto al primo trimestre
2024.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
A gennaio, Plenitude ha completato l’installazione dell’impianto di Caparacena a Granada, Spagna da 150 MW. Inoltre,
altri 250 MW di capacità fotovoltaica sono entrati in funzione negli impianti di Renopool, in Estremadura, e Guillena, in
Andalusia. Grazie a questi progetti, Plenitude ha raggiunto circa 950 MW di capacità rinnovabile installata da fotovoltaico
/eolico in Spagna.
A gennaio, Plenitude, attraverso la sua controllata Eni New Energy US Inc. ha: (i) completato la costruzione dell’impianto
di Guajillo in Texas, con una capacità totale di 200 MW, equipaggiato con batterie agli ioni di litio LFP (litio ferro fosfato);
(ii) firmato un accordo con la Società EDP Renewables North America LLC per l’acquisizione del 49% di due impianti
fotovoltaici già operativi e di un impianto di stoccaggio di energia elettrica in costruzione in California (245 MW).
L’accordo è stato concluso a marzo 2025.
A marzo, perfezionato l’aumento della partecipazione di EIP nel capitale sociale di Plenitude, raggiungendo una quota
complessiva pari al 10%. L’incremento della partecipazione di EIP è avvenuto attraverso un aumento di capitale di circa
€209 mln che, tenuto conto di €588 mln versati a marzo 2024, porta l’investimento complessivo a circa €800 mln.
A marzo, Plenitude ha avviato la costruzione di un nuovo impianto solare da 90 MW nella località di Fortuna, nella regione
di Murcia, in Spagna. Il nuovo impianto si svilupperà su un’area di circa 120 ettari e con una produzione attesa di oltre
185.000 MWh/anno.
Ad aprile Plenitude ha firmato con Autostrade per l’Italia un Power Purchase Agreement della durata di 10 anni per la
vendita dell’intera produzione di un impianto eolico di proprietà di Plenitude situato in Basilicata (Italia). L’impianto ha
una capacità pari a 16 MW e una produzione di energia elettrica stimata in circa 390 GWh sull’intero periodo.
Refining e Chimica
Produzioni e vendite
IV Trim.
Refining
Standard Eni Refining Margin (SERM)
Lavorazioni in conto proprio Italia
Lavorazioni in conto proprio resto del Mondo
Totale lavorazioni in conto proprio
Tasso utilizzo impianti di raffinazione
$ / b ari l e
mln ton
Chimica
Vendite prodotti chimici
Tasso utilizzo impianti
I Trim.
var %
mln ton
Refining
Nel primo trimestre 2025 il margine di raffinazione indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin) si è attestato in media
a 3,8 $/barile, rispetto a 8,7 $/barile nel primo trimestre 2024, dovuto ai ridotti crack spreads dei prodotti, impattati
negativamente dalla debole domanda, in particolare nei settori industriali e delle costruzioni, dall’eccesso di capacità e
dalla pressione competitiva delle altre aree geografiche.
Nel primo trimestre 2025 le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Italia, pari a 3,34 mln di tonnellate,
sono in riduzione del 18% rispetto al primo trimestre 2024, per effetto dei minori volumi lavorati presso la raffineria di
Livorno a seguito della ristrutturazione degli impianti e presso la raffineria di Sannazzaro. Nel resto del mondo, le
lavorazioni sono in crescita del 10% rispetto al primo trimestre 2024.
Chimica
Le vendite di prodotti chimici nel primo trimestre 2025 sono pari a 0,8 mln di tonnellate, in riduzione del 7% rispetto al
periodo di confronto a seguito del calo della domanda e di fermate produttive.
I margini sono rimasti deboli in tutti i settori. I prezzi riportati dalle materie prime non hanno recuperato i costi dei fattori
produttivi energetici e delle materie prime, a causa del difficile contesto europeo, della debolezza dell’attività economica
e delle pressioni competitive di operatori con strutture di costo migliori.
Risultati
IV Trim.
4.686
(275)
(231)
(600)
(159)
(291)
(286)
(107)
Ricavi della gestione caratteristica
Utile (perdita) operativo proforma adjusted
Refining
di cui: società partecipate rilevanti
Chimica
Utile (perdita) operativo delle società consolidate
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate
Utile (perdita) ante imposte adjusted
I Trim.
4.932
5.674
(334)
(243)
(168)
(459)
(253)
(343)
(125)
(343)
Utile (perdita) netto adjusted
(310)
(€ milioni)
Investimenti tecnici
var %
Nel primo trimestre 2025, il business Refining ha conseguito una perdita operativa proforma adjusted di €91 mln, in calo
rispetto al primo trimestre 2024, a causa della contrazione dei margini e delle minori lavorazioni. Il risultato include il
contributo di ADNOC R&GT.
La maggiore perdita operativa su base sequenziale è legata alla disottimizzazione generata dalla fermata dell’impianto
di cracking catalitico (FCC) della raffineria di Sannazzaro, dalle attività di manutenzione presso la raffineria di Taranto e
dal deterioramento dei differenziali dei greggi.
Nel primo trimestre 2025, il business della Chimica gestito da Versalis ha riportato una perdita operativa proforma
adjusted pari a €243 mln, in aumento del 45% rispetto al primo trimestre 2024. Tale risultato riflette un contesto di
perdurante contrazione del settore chimico europeo, dovuto al rallentamento macroeconomico e ai maggiori costi di
produzione in Europa che hanno ridotto la competitività delle produzioni di Versalis rispetto ai competitors americani
ed asiatici in un contesto di eccesso di offerta.
Per il commento agli special item del settore si rinvia al paragrafo “Special items” nella sezione Risultati di gruppo.
Sviluppi strategici
A gennaio 2025, Versalis ha sottoscritto una partnership strategica con Lummus Technology, azienda specializzata
nell’ambito di processi tecnologici e soluzioni innovative per l’energia, per il licensing di tecnologie nella catena del fenolo.
A marzo, Versalis ha avviato il nuovo impianto di produzione di Porto Marghera dedicato alla produzione di plastiche, in
tutto o in parte, da materie prime riciclate meccanicamente. Le produzioni ottenute dal nuovo impianto si inseriscono
nella gamma Versalis Revive® dedicata ai prodotti da riciclo meccanico, e contengono dal 35% fino al 100% di plastiche
riciclate post consumo.
A marzo, Versalis ha chiuso definitivamente lo steam cracker presso lo stabilimento di Brindisi in linea con il piano di
trasformazione dell’attività produttiva.
Risultati di sostenibilità e altri sviluppi
Tra i principali sviluppi della strategia di Gruppo finalizzata a rendere sempre più sostenibile la performance ESG delle attività
industriali del Gruppo si evidenzia:
A febbraio, Eni ha firmato accordi di collaborazione con aziende con sede negli Emirati Arabi Uniti per lo sviluppo di data
center in Italia, alimentati da Eni con elettricità a gas con relativa cattura e stoccaggio delle emissioni di CO2. Gli accordi
riguardano anche la trasmissione di energia rinnovabile attraverso l’interconnessione transfrontaliera tra Albania e Italia
e di minerali critici, consentendo a Eni di espandere la collaborazione con gli Emirati Arabi Uniti.
A marzo, Eni ha firmato un accordo di collaborazione con l’Autorità per l’Energia Atomica del Regno Unito (UKAEA) per
condurre congiuntamente attività di ricerca e sviluppo nel campo dell’energia da fusione. La collaborazione inizierà con
la costruzione dell’UKAEA-Eni H3AT, il più grande e avanzato impianto al mondo per il ciclo del combustibile al trizio,
vitale per le future centrali elettriche a fusione.
Risultati di Gruppo
IV Trim.
23.488
(373)
I Trim.
(€ milioni)
var %
Ricavi della gestione caratteristica
22.565
22.936
Utile (perdita) operativo
2.328
2.670
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
2.058
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
1.694
Utile (perdita) operativo adjusted
2.600
3.027
1.005
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti
1.081
1.089
2.699
Utile operativo proforma adjusted
3.681
4.116
3.308
3.392
2.780
Global Gas & LNG Portfolio (GGP) e Power
Enilive e Plenitude
(275)
Refining e Chimica
(334)
(218)
Corporate,
) altre
p attività ed
j elisioni di consolidamento
(102)
Utile (perdita) ante imposte adjusted
2.749
3.126
Utile (perdita) netto adjusted
1.453
1.598
1.925
Utile (perdita) netto
1.195
1.237
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
1.172
1.211
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item ⁽ᵃ⁾
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.412
1.582
(a) Per maggiori informazioni v. tabella “Analisi degli special item”.
Nel primo trimestre 2025 il Gruppo ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €3.681 mln, con una riduzione
dell’11% rispetto al trimestre di confronto per effetto della continua flessione del contributo dei business downstream.
Significativa la performance della E&P, della GGP e dei nostri satelliti relativi alla transizione, nonostante il deterioramento
delle condizioni macroeconomiche.
Nel primo trimestre 2025, l’utile ante imposte adjusted di €2.749 mln, in riduzione di €377 mln (-12%) rispetto al trimestre
di confronto, riflette il trend dell’utile operativo adjusted e il minor contributo delle JV e associate valutate all’equity.
L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €1.412 mln ha registrato un calo dell’11%, riflettendo la riduzione
del 12% dell’utile ante imposte adjusted. Il tax rate adjusted di Gruppo si è attestato al 47,1% (48,9% nel primo trimestre
2024).c
Posizione finanziaria netta e cash flow operativo
IV Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
I Trim.
var. ass.
1.195
1.237
1.842
1.908
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
3.177
– ammortamenti e altre componenti non monetarie
– plusvalenze nette su cessioni di attività
(182)
– dividendi, interessi e imposte
1.026
Variazione del capitale di esercizio
Dividendi incassati da partecipate
1.434
1.709
(275)
(984)
(1.865)
(191)
(1.172)
(1.336)
Interessi (pagati) incassati
(297)
(288)
3.620
Flusso di cassa netto da attività operativa
2.385
1.904
(2.532)
Investimenti tecnici
(1.819)
(1.931)
(251)
(1.761)
1.510
(1.272)
Imposte pagate
(209)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
1.102
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni
(192)
Altre variazioni relative all’attività di investimento
1.789
(666)
(674)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(272)
Rimborso di passività per beni in leasing
Flusso di cassa del capitale proprio
(1.666)
(227)
Free cash flow
(1.479)
1.895
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa
(200)
(131)
(1.007)
1.116
(2.123)
(375)
(309)
2.022
(578)
2.600
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(1.184)
2.889
VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITA’ LIQUIDE ED EQUIVALENTI
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted
IV Trim.
(€ milioni)
(1.404)
2.368
3.414
3.896
(482)
I Trim.
var. ass.
1.789
Free cash flow
(1.479)
1.895
(272)
Rimborso di passività per beni in leasing
(375)
(309)
(149)
Debiti e crediti finanziari società acquisite
(428)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
Flusso di cassa del capitale proprio
(1.666)
(548)
Flusso di cassa netto delle obbligazioni perpetue subordinate ibride e interessi
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITA’ PER LEASING
(787)
(413)
(130)
(283)
2.022
(578)
2.600
1.841
(3.322)
5.163
Rimborsi lease liability
(1.599)
Accensioni del periodo e altre variazioni
(123)
(387)
(1.875)
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITA’ PER LEASING
2.093
(3.400)
5.493
Il flusso di cassa netto da attività operativa del primo trimestre 2025 pari a €2.385 mln, include €367 mln di dividendi
distribuiti dalle partecipate, principalmente da Azule Energy, Vår Energi e ADNOC R&GT. Nel trimestre, l’ammontare dei crediti
commerciali ceduti pro-soluto nell’ambito degli accordi di factoring con istituzioni finanziarie è stato superiore di circa €500
mln rispetto alla manovra del quarto trimestre 2024.
Il flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted si ridetermina in €3.414 mln nel trimestre,
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, nonché altri item.
La riconduzione del flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted al flusso di cassa netto
da attività operativa è riportata di seguito:
IV Trim.
I Trim.
2.385
(€ milioni)
2024 var. ass.
1.904
3.620
Flusso di cassa netto da attività operativa
(1.026)
Variazione del capitale di esercizio
1.865
(881)
Esclusione derivati su commodity
(235)
Esclusione (utile) perdita di magazzino
3.330
3.923
(593)
3.414
3.896
(482)
2.584
2.889
Flusso di cassa netto ante variazione circolante a costi di rimpiazzo
(Proventi) oneri straordinari
Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo
adjusted
I capex organici di €1,9 mld nel trimestre registrano una riduzione del 5,3% rispetto al primo trimestre 2024. Al netto di tali
capex organici, il flusso di cassa discrezionale ante variazione circolante si ridetermina in circa €1,5 mld.
La manovra netta di portafoglio (saldo cessioni/acquisizioni) ammonta a un contributo positivo di circa €0,2 mld. Le
acquisizioni sono riferite allo sviluppo della capacità da fonti rinnovabili di Plenitude e allo sviluppo dell’attività agri-business.
Altri flussi di cassa relativi all’attività di investimento includono l’incasso di un conguaglio post chiusura della business
combination con Ithaca Energy Plc (€0,12 mld). I flussi del capitale proprio comprendono l’incasso di €2,97 mld per l’acquisto
dell’interessenza minoritaria del 25% da parte del fondo KKR in Enilive, nonché €0,2 mld relativi all’incremento della
partecipazione di EIP in Plenitude al 10%.
La riduzione dell’indebitamento ante IFRS 16 nel trimestre pari a circa €1,8 mld è dovuta al flusso di cassa netto da attività
operativa adjusted di €3,4 mld, e al flusso di cassa del capitale proprio (€3,2 mld) relativo all’acquisizione della quota del 25%
da parte del fondo KKR in Enilive e alla seconda transazione del fondo EIP nel capitale sociale di Plenitude, al netto dei
fabbisogni del circolante adjusted (circa €0,9 mld), agli investimenti di €1,8 mld, al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni
e all’acquisto di azioni proprie di €1,2 mld (€0,4 mld di acquisto azioni e €0,8 mld di pagamento dividendi relativi alla terza
tranche del dividendo 2024), ai debiti verso fornitori per l’acquisto di beni capitali rilevati come finanziari in relazione alle
dilazioni di pagamento concordate (€0,4 mld), nonché al pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€0,4
mld).
Il 20 febbraio 2025, si è concluso il programma di buyback di €2 mld con l’acquisto complessivo di 144 mln di azioni.
A gennaio 2025, Eni SpA ha emesso un nuovo bond ibrido perpetuo per rifinanziare il proprio prestito obbligazionario ibrido
di €1,5 mld con prima call date ottobre 2025. Alla scadenza dei termini dell’offerta, l’ammontare accettato da parte di Eni per
il riacquisto del bond ibrido è pari a €1,25 mld, ovvero circa l’83% dell’ammontare nominale.
Stato patrimoniale riclassificato
(€ milioni)
31 Dic. 2024
31 Mar. 2025
Var. ass.
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
59.864
55.627
(4.237)
Diritto di utilizzo beni in leasing
5.822
5.284
(538)
Attività immateriali
6.434
6.448
Rimanenze immobilizzate – scorte d’obbligo
1.595
1.600
Partecipazioni
15.545
15.247
(298)
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
1.107
1.075
Debiti netti relativi all’attività di investimento
(1.364)
(1.351)
89.003
83.930
(5.073)
(626)
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
6.259
5.633
Crediti commerciali
12.562
12.661
Debiti commerciali
(15.170)
(14.070)
1.100
(1.075)
Attività (passività) tributarie nette
(931)
Fondi per rischi e oneri
(15.774)
(15.293)
Altre attività (passività) d’esercizio
(2.292)
(745)
1.547
(14.271)
(12.745)
1.526
(681)
(703)
Fondi per benefici ai dipendenti
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
3.322
3.097
CAPITALE INVESTITO NETTO
74.276
73.804
(472)
Patrimonio netto degli azionisti Eni
52.785
53.551
Interessenze di terzi
2.863
3.718
Patrimonio netto
55.648
57.269
1.621
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
12.175
10.334
(1.841)
Passività per beni leasing
6.453
6.201
(252)
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
18.628
16.535
(2.093)
COPERTURE
74.276
73.804
(472)
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Gearing
Al 31 marzo 2025 il capitale immobilizzato (€84 mld) è diminuito di €5 mld rispetto al 31 dicembre 2024 per effetto della
classificazione “Attività destinate alla vendita” di partecipazioni in asset operati del settore upstream in Costa d’Avorio e
Congo a seguito dell’accordo di cessione firmato con Vitol, nonchè dell’effetto negativo delle differenze cambio (al 31 marzo
2025, cambio puntuale EUR/USD pari a 1,082 rispetto al cambio di 1,039 al 31 dicembre 2024, +4%) che hanno ridotto il
valore in euro dei book value delle attività denominate in dollari.
Il patrimonio netto (€57,3 mld) è aumentato di €1,6 mld rispetto al 31 dicembre 2024 per effetto dell’utile netto del periodo
(€1,2 mld), delle operazioni sul capitale relative a Enilive e Plenitude (per un ammontare pari a €3,2 mld), parzialmente
compensati dalle differenze cambio negative (circa €2,1 mld) a causa del deprezzamento del dollaro USA rispetto all’euro, e
dalla remunerazione degli azionisti per €1,1 mld (distribuzione dividendi e riacquisto di azioni proprie).
Le interessenze di terzi di €3,7 mld al 31 marzo 2025 includono: i) la partecipazione di minoranza acquisita dal fondo di
private equity KKR nel capitale sociale di Enilive nel trimestre (€0,7 mld) e l’incremento della partecipazione di minoranza del
fondo EIP in Plenitude a €0,7 mld; ii) un bond ibrido perpetuo subordinato emesso da una società del Gruppo nel 2024 (€1,8
mld) classificato nel patrimonio netto in considerazione del diritto incondizionato del Gruppo di evitare il trasferimento di
liquidità o altre attività finanziarie agli obbligazionisti.
L’indebitamento finanziario netto 1 ante lease liability al 31 marzo 2025 è pari a €10,3 mld, in riduzione di €1,8 mld rispetto
al 31 dicembre 2024.
Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 25.
Il leverage 2 – rapporto tra indebitamento finanziario netto ante lease liabilities e patrimonio netto – si attesta a 0,18 al 31
marzo 2025. Su base proforma, il leverage si attesta al 12%, beneficiando dei prossimi incassi dalle cessioni di partecipazioni
in progetti upstream a Vitol, l’ulteriore quota di Enilive a KKR finalizzata agli inizi di aprile, nonché di ulteriori transazioni in
corso.
Special item
Gli special item dell’utile operativo (al lordo del relativo effetto fiscale) sono rappresentati da oneri netti di €286 mln con il
seguente breakdown per settore:
E&P: oneri netti di €279 mln nel trimestre 2025 relativi principalmente a write-down di proprietà cedute il cui valore è stato
allineato al fair value (€255 mln);
GGP e Power: proventi netti di €310 mln rappresentati principalmente dalla componente valutativa dei derivati su
commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting o vendite a termine di gas di portafoglio per le quali non è prevista la
own use exemption (€243 mln) e dalla differenza tra la valorizzazione delle rimanenze gas a costo medio ponderato
prevista dagli IFRS e quella gestionale che tiene conto delle dinamiche di invaso e svaso del gas naturale e riporta i
margini (differenziale del costo del gas tra estate e inverno) ed i relativi effetti di hedging in corrispondenza dei prelievi
(proventi di €36 mln). La riclassificazione del saldo positivo di €101 mln si riferisce ai derivati utilizzati per la gestione
dell’esposizione dei margini alle variazioni dei tassi di cambio delle valute estere e alle differenze di conversione dei debiti
e dei crediti commerciali.
Enilive e Plenitude: oneri netti per €216 mln relativi principalmente alla componente valutativa dei derivati su commodity
privi dei requisiti per l’hedge accounting (€208 mln).
Refining e Chimica: oneri netti di €85 mln relativi principalmente al write-down degli investimenti di compliance e stay-inbusiness relativi a CGU con flussi di cassa attesi negativi (€60 mln) e ad oneri ambientali di €15 mln.
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. 18 e seguenti del presente comunicato stampa.
Altre informazioni, basis of presentation e disclaimer
Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al primo trimestre 2025 è stato redatto su base volontaria in ottemperanza a
quanto stabilito dall’art. 82-ter del Regolamento Emittenti (delibera CONSOB n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modificazioni) nell’ambito di
una policy aziendale di regolare informativa sulle performance finanziarie e operative della Compagnia rivolta al mercato e agli investitori in linea con
il comportamento dei principali peer che pubblicano un reporting trimestrale.
Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al primo trimestre 2025 e ai relativi comparative period (primo e quarto trimestre 2024). I
flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 marzo 2025 e al 31
dicembre 2024. 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 2025 sono gli stessi
adottati nella redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2024 alla quale si rinvia.
Il contenuto e il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance è spiegato da note esplicative dedicate,
in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015.
Per maggiori dettagli si rinvia alla sezione “Misure alternative di performance (Non-GAAP measure)” del presente “Comunicato stampa”.
Il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Francesco Esposito, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154-bis del TUF che
l’informativa contabile nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Disclaimer
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali (“forward-looking statements”) relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni
proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di
crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di
incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli
annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management
nell’esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l’evoluzione futura della domanda, dell’offerta e dei prezzi del petrolio, del
gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni
internazionali e l’instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle
regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di
nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza. In relazione
alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all’andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa
di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l’utile operativo e la variazione dell’indebitamento finanziario netto del trimestre non
possono essere estrapolati su base annuale.
Contatti societari
Sito internet: http://www.eni.com
Società per Azioni, Rome, Piazzale Enrico Mattei, 1
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2025 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni
all’indirizzo eni.com.
Alternative performance indicators (Non-GAAP measures)
Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS (“Misure alternative di
performance”) che escludono dall’utile operativo e dall’utile netto reported una serie di oneri e proventi che il management valuta straordinari o non correlati alla
gestione industriale (special items) rispettivamente before e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni e le riprese di valore di asset, le plusvalenze
da cessione di immobilizzazioni materiali ed immateriali e di partecipazioni, gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle
ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertura dei rischi commodity/cambio privi dei requisiti formali per l’hedge accounting o per la “own use exemption”
e per analogia gli effetti valutativi relativi ad attività/passività nell’ambito di relazioni di “natural hedge” dei rischi summenzionati, nonché le svalutazioni delle
attività per imposte anticipate. Corrispondentemente è considerata avere natura “special” anche la componente di risultato della valutazione a equity delle
partecipazioni in joint venture e imprese collegate per la quota riferibile ai suddetti oneri e proventi (after tax). Inoltre, è oggetto di esclusione il cosiddetto
profit/loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio
ponderato per la valutazione delle giacenze di fine periodo. Il profit (loss) on stock non è rilevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva gestionale per
ottimizzare i margini. Analogamente a quanto previsto per gli special item, è oggetto di esclusione il profit or loss on stock incluso nei risultati dalle imprese
partecipate valutate all’equity.
Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.
Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei
risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli
previsionali. L’informativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le
altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il calcolo delle Non-GAAP measure.
Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di performance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti a risultati consuntivati:
Utile operativo e utile netto adjusted
L’utile operativo e l’utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto reported gli special item e l’utile/perdita di magazzino,
nonché, nella determinazione dell’utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto. Ai fini della
determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell’utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la
gestione del rischio connesso all’esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative
differenze di cambio di traduzione. L’effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adjusted è determinato sulla base della natura
di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l’eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l’aliquota
statutory delle società italiane.
Gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul
debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all’attività operativa.
Pertanto, restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi
su crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall’accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare
le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production).
Utile/perdita di magazzino
L’utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazione del costo medio ponderato
prevista dagli IFRS.
Utile operativo proforma adjusted
In relazione al crescente contributo delle JV/associates ed anche in connessione con il modello satellitare Eni, è stata definita la misura di risultato “utile
operativo proforma adjusted” che integra la quota Eni dei loro margini operativi.
Special item
Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non
ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell’attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni
non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla
valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi. Inoltre, le differenze e
derivati in cambi relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio
di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell’utile operativo adjusted variando
corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. Sono classificati tra gli special item gli effetti contabili dei derivati su commodity valutati a fair value in
aggiunta a quelli privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, anche quelli non ammessi alla “own use exemption”, la quota
inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri. Analogamente sono
classificati come special items gli effetti valutativi relativi ad attività/passività impiegate in una relazione di natural hedge di un rischio mercato, quali le differenze
di cambio da allineamento maturate su debiti in valuta i cui flussi di rimborso sono assicurati da entrate in valuta altamente probabili. Sia la componente di fair
value sospesa relativa ai derivati su commodity e altri strumenti sia le componenti maturate saranno imputate ai risultati di futuri reporting period al manifestarsi
del sottostante.
In applicazione della Delibera CONSOB n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate,
quando significative, distintamente nei commenti del management e nell’informativa finanziaria.
Leverage
Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come rapporto tra
l’indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il leverage è utilizzato per valutare il grado di solidità e di
efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi
di benchmark con gli standard dell’industria.
Gearing
Il gearing è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale investito netto è finanziata
con il ricorso ai mezzi di terzi.
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio, escludendo l’utile/perdita di magazzino e certe componenti
straordinarie, quali accantonamenti straordinari per perdite su crediti, nonché in considerazione dell’elevata volatilità dei mercati la variazione del fair value dei
derivati su commodity privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS, compresi quelli non ammessi alla “own use exemption”,
la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri.
Free cash flow
Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo
dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto
finanziario riclassificato. Il “free cash flow” rappresenta l’avanzo o il deficit di cassa che residua
dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa
relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni
proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da
conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché
gli effetti sull’indebitamento finanziario netto delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
Indebitamento finanziario netto
L’indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività finanziarie valutate al fair
value con effetti a conto economico, nonché dei crediti finanziari 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
oneri ambientali (recupero costi da terzi)
svalutazioni (riprese di valore) nette
Refining e Chimica
(459)
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
(343)
(334)
2.230
1.078
(243)
(101)
(310)
3.308
(102)
(130)
(620)
2.456
(1.143)
(163)
1.313
GRUPPO
Enilive e Plenitude
1.951
Effetto
eliminazione utili
interni
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
Exploration &
Production
I Trimestre 2025
Corporate e Altre
attività
(€ milioni)
(278)
2.328
(262)
(262)
(343)
(310)
(310)
(191)
2.600
1.081
3.681
(164)
(158)
(610)
2.749
(1.296)
1.453
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.412
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.172
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.412
Refining e Chimica
(118)
(253)
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
(183)
2.400
3.392
(111)
(117)
(625)
2.539
(1.357)
(103)
(180)
1.182
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
Utile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
Utile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
Utile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
Utile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
(163)
GRUPPO
Enilive e Plenitude
2.328
Corporate e Altre
attività
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni (riprese di valore) nette
Exploration &
Production
I Trimestre 2024
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
2.670
(148)
(148)
(120)
(125)
(234)
(165)
3.027
1.089
4.116
(212)
(124)
(654)
3.126
(1.528)
1.598
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.582
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
1.211
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
1.582
GRUPPO
(130)
(600)
(159)
(440)
1.257
2.058
Corporate e Altre
attività
Refining e Chimica
svalutazioni (riprese di valore) nette
(373)
Enilive e Plenitude
Esclusione special item:
oneri ambientali
(145)
Global Gas & LNG
Portfolio e Power
Utile (perdita) operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Exploration &
Production
IV trimestre 2024
Effetto eliminazione
utili interni
(€ milioni)
radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile (perdita) operativo
1.090
(112)
(216)
U tile (perdita) operativo adjusted delle società consolidate (a)
Utile operativo adjusted delle società partecipate rilevanti (b)
1.796
(291)
(250)
1.694
1.005
U tile operativo proforma adjusted (c)=(a)+(b)
Oneri finanziari e dividendi delle società consolidate (d)
2.780
(275)
(250)
(195)
2.699
(128)
Oneri finanziari e dividendi delle società partecipate rilevanti (e)
Imposte sul reddito delle società partecipate rilevanti (f)
Utile (perdita) netto adjusted delle società partecipate rilevanti (g)=(b)+(e)+(f)
U tile (perdita) ante imposte adjusted (h)=(a)+(d)+(g)
Imposte sul reddito (i)
Tax rate (%)
U tile (perdita) netto adjusted (j)=(h)+(i)
(548)
2.219
(1.233)
(286)
(445)
(107)
(276)
di cui:
– utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi
(101)
(545)
1.925
(1.021)
– utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
U tile (perdita) netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
U tile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni
Analisi degli special item
IV Trim.
1.257
I Trim.
Oneri ambientali (recupero costi da terzi)
Svalutazioni (riprese di valore) nette
Radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti
(€ milioni)
Plusvalenze nette su cessione di asset
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
Derivati su commodity
Differenze e derivati su cambi
Altro
2.058
Special item dell’utile (perdita) operativo
(280)
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
(304)
– riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile (perdita) operativo
Oneri (proventi) su partecipazioni
Imposte sul reddito
Totale special item dell’utile (perdita) netto
(1.259)
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
Riconduzione utile operativo proforma adjusted di Gruppo
IV Trim.
I Trim.
1.796
2.780
(€ milioni)
Utile operativo adjusted E&P
var %
2.230
2.400
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
1.078
Utile operativo proforma adjusted E&P
3.308
3.392
Utile operativo adjusted GGP e Power
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted GGP e Power
Utile operativo adjusted Enilive e Plenitude
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted Enilive e Plenitude
(291)
Utile operativo adjusted Refining e Chimica
(343)
(125)
(275)
Utile operativo adjusted delle partecipazioni rilevanti
Utile operativo proforma adjusted Refining e Chimica
(334)
(250)
Utile operativo adjusted altri settori
(262)
(148)
3.681
4.116
2.699
Effetto eliminazione utili interni
Utile operativo proforma adjusted di Gruppo⁽ᵃ⁾
(a) Le principali partecipazioni rilevanti sono Vår Energi, Azule Energy, Ithaca, Mozambique Rovuma Venture, Neptune Algeria, SeaCorridor, Adnoc R&GT e St. Bernard Renewables Llc.
Riconciliazione GAAP vs Non-GAAP del conto economico
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
I Trim.
Risultati
adjusted
Utile operativo
2.328
2.600
Proventi/oneri finanziari
(249)
(170)
Proventi/oneri da partecipazioni
Risultati
reported
(€ milioni)
Imposte sul reddito
(1.235)
(1.296)
Utile netto
1.195
1.453
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
1.172
1.412
Risultati
reported
Profit on
stock
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
I Trim.
Risultati
adjusted
Utile operativo
2.670
3.027
Proventi/oneri finanziari
(216)
(246)
Proventi/oneri da partecipazioni
(€ milioni)
Imposte sul reddito
(1.488)
(1.528)
Utile netto
1.237
1.598
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
1.211
1.582
Special
items
Riclassifica
oneri
finanziari
IV Trim.
Profit on
stock
Risultati
adjusted
1.754
1.694
Proventi/oneri finanziari
(304)
(215)
Proventi/oneri da partecipazioni
Imposte sul reddito
(1.259)
(1.021)
Utile netto
– Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
Risultati
reported
(373)
(€ milioni)
Utile operativo
Analisi delle principali voci del conto economico
Ricavi della gestione caratteristica
IV Trim.
I Trim.
(€ milioni)
var %
13.380
Exploration & Production
13.061
13.506
6.185
Global Gas & LNG Portfolio e Power
5.590
5.149
7.906
Enilive e Plenitude
8.473
8.545
4.686
Refining e Chimica
4.932
5.674
Corporate e altre attività
(9.213)
Elisioni di consolidamento
23.488
(9.960)
(10.377)
22.565
22.936
Costi operativi
IV Trim.
I Trim.
19.833
(€ milioni)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
var %
17.760
17.361
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali e altri crediti
Costo lavoro
di cui: incentivi per esodi agevolati e altro
18.722
18.251
var %
20.710
Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni
IV Trim.
I Trim.
1.577
(€ milioni)
1.564
1.650
Global Gas & LNG Portfolio e Power
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
Exploration & Production
Refining e Chimica
Corporate e altre attività
Effetto eliminazione utili interni
Ammortamenti
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di
utilizzo beni in leasing
1.873
1.958
3.129
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore
2.191
2.026
3.549
Radiazioni
2.188
2.059
1.872
1.257
Proventi (oneri) su partecipazioni
(€ milioni)
I Trimestre 2025
Global Gas &
Exploration &
LNG Portfolio
Production
e Power
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi (oneri) netti
Enilive e
Plenitude
Refining e
Chimica
Corporate e
altre attività
Gruppo
Leverage e indebitamento finanziario netto
Il “leverage” misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto
e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi. Il management Eni utilizza il leverage per valutare il grado di
solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi
e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell’industria.
31 Dic. 2024
31 Mar. 2025
Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari
30.348
29.557
(791)
– Debiti finanziari a breve termine
8.820
9.475
– Debiti finanziari a lungo termine
21.528
20.082
(1.446)
(€ milioni)
Disponibilità liquide ed equivalenti
(8.183)
(9.147)
(964)
Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
(6.797)
(7.039)
(242)
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16
(3.193)
12.175
(3.037)
10.334
(1.841)
Passività per beni in leasing
Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16
6.453
18.628
6.201
16.535
(252)
(2.093)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
1.621
55.648
57.269
Leverage ante lease liability ex IFRS 16
Leverage post lease liability ex IFRS 16
Schemi di bilancio IFRS
STATO PATRIMONIALE
(€ milioni)
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 Mar. 2025
31 Dic. 2024
9.147
7.039
16.958
5.633
2.553
42.661
8.183
6.797
1.085
16.901
6.259
3.662
43.582
55.627
5.284
6.448
1.600
13.829
1.418
3.553
6.086
4.048
98.021
3.775
144.457
59.864
5.822
6.434
1.595
14.150
1.395
3.215
6.322
4.011
102.937
146.939
4.784
4.691
1.262
20.680
4.831
36.845
4.238
4.582
1.279
22.092
5.049
37.827
20.128
4.939
15.293
5.469
3.320
49.890
87.188
4.005
36.120
6.076
7.513
(1.335)
1.172
53.551
3.718
57.269
144.457
21.570
5.174
15.774
5.581
4.449
53.269
91.291
4.005
32.552
8.081
8.406
(2.883)
2.624
52.785
2.863
55.648
146.939
CONTO ECONOMICO
IV Trim.
(€ milioni)
I Trim.
23.488
Ricavi della gestione caratteristica
22.565
22.936
23.972
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
22.964
23.169
(19.833)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
(17.760)
(17.361)
Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti
(783)
Costo lavoro
Altri proventi (oneri) operativi
(870)
(839)
(189)
(1.872)
(1.257)
Ammortamenti
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo di beni in leasing
(1.873)
(318)
(1.958)
(420)
Radiazioni
(373)
UTILE (PERDITA) OPERATIVO
2.328
2.670
3.235
Proventi finanziari
2.248
1.439
(3.491)
Oneri finanziari
(2.487)
(1.825)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico
Strumenti finanziari derivati
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
(249)
(216)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
UTILE (PERDITA) ANTE IMPOSTE
2.430
2.725
Imposte sul reddito
(1.235)
(1.488)
Utile (perdita) netto
1.195
1.237
di competenza:
– azionisti Eni
1.172
1.211
– interessenze di terzi
3.062,7
3.126,0
3.201,3
3.264,6
Utile (perdita) per azione (€ per azione)
– semplice
– diluito
Numero medio ponderato di azioni in circolazione (milioni)
3.115,9
3.179,2
– semplice
– diluito
PROSPETTO DELL’UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO
I Trim.
1.195
1.237
Componenti non riclassificabili a conto economico
Variazione fair value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
(1.686)
1.201
(2.089)
1.105
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
(167)
(1.684)
(489)
1.196
2.433
(426)
2.405
(€ milioni)
Utile (perdita) netto del periodo
Componenti riclassificabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro
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 2024
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Operazione Plenitude – cessione EIP
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Acquisto azioni proprie
Imposte su cedole bond ibrido
Opzione put su Plenitude
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 marzo 2024
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
53.644
2.433
(767)
(363)
(387)
1.465
55.109
54.244
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1° gennaio 2025
55.648
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Acquisto di azioni proprie
Emissione di obbligazioni ibride perpetue
Riacquisto di obbligazioni ibride perpetue
(489)
(764)
(360)
1.500
(1.251)
Cedole obbligazioni subordinate perpetue
Costi emissione obbligazioni ibride perpetue
Imposte su cedole e costi bond ibrido
Operazione Plenitude – cessione EIP
Opzione put su Plenitude
Operazione Enilive – cessione KKR
Altre variazioni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 marzo 2025
di competenza:
– azionisti Eni
– interessenze di terzi
(139)
2.968
1.621
57.269
53.551
3.718
RENDICONTO FINANZIARIO
IV Trim.
I Trim.
(€ milioni)
Utile (perdita) netto
1.195
1.237
Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
1.872
Ammortamenti
1.873
1.958
1.257
Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali, immateriali e diritto di utilizzo beni in leasing
Radiazioni
(346)
(261)
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi
(150)
Interessi attivi
(108)
(119)
Interessi passivi
(244)
Imposte sul reddito
1.235
1.488
(287)
Altre variazioni
1.026
Flusso di cassa del capitale di esercizio
(984)
(1.865)
– rimanenze
(2.927)
– crediti commerciali
(213)
3.321
– debiti commerciali
(892)
(1.739)
– fondi per rischi e oneri
(163)
(117)
– altre attività e passività
(155)
(258)
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
Interessi incassati
(136)
Interessi pagati
(362)
(388)
(1.172)
(1.336)
(1.272)
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
3.620
Flusso di cassa netto da attività operativa
2.385
1.904
(2.817)
Flusso di cassa degli investimenti
(2.102)
(3.636)
(2.394)
– attività materiali
(1.686)
(1.820)
(138)
– attività immateriali
(133)
(111)
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite
(1.469)
(258)
– partecipazioni
(251)
(292)
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
– variazione debiti relativi all’attività di investimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
1.135
(104)
– attività materiali
– attività immateriali
– imprese consolidate e rami d’azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute
– partecipazioni
– titoli e crediti finanziari strumentali all’attività operativa
(142)
– variazione crediti relativi all’attività di disinvestimento
(666)
Variazione netta titoli e crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
(2.497)
Flusso di cassa netto da attività di investimento
(200)
(131)
(2.169)
(3.514)
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
IV Trim.
I Trim.
(€ milioni)
Assunzione di debiti finanziari a lungo termine
1.498
1.230
(1.130)
Rimborsi di debiti finanziari a lungo termine
(2.818)
(1.335)
(272)
Rimborso di passività per beni in leasing
(375)
(309)
Incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine
1.221
(794)
Dividendi pagati ad azionisti Eni
(765)
(767)
Dividendi pagati ad altri azionisti
Apporti netti di capitale da azionisti terzi
Cessione (acquisto) di quote di partecipazioni in società consolidate
2.468
(876)
Acquisto di azioni proprie
(386)
Emissioni nette di obbligazioni ibride perpetue
Altri apporti
(2.434)
(398)
Pagamenti di cedole relative ad obbligazioni ibride perpetue
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(1.404)
10.205
8.801
(1.184)
9.367
Variazione netta delle disponibilità liquide ed equivalenti
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
8.183
8.183
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
9.147
Investimenti tecnici
IV Trim.
1.785
Exploration & Production
di cui: – ricerca esplorativa
1.671
I Trim.
(€ milioni)
1.439
– sviluppo di idrocarburi
Global Gas & LNG Portfolio e Power
– Global Gas & LNG Portfolio
– Power
var %
1.565
1.345
1.381
Enilive e Plenitude
– Enilive
– Plenitude
Refining e Chimica
– Refining
– Chimica
Corporate e altre attività
2.532
Elisioni di consolidamento
Investimenti tecnici ⁽ᵃ⁾
1.819
1.931
(a) I costi capitalizzati per l’acquisto di impianti e macchinari i cui fornitori hanno concesso dilazioni di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario
sono rilevati nelle altre variazioni del rendiconto finanziario riclassificato e non sono riportati nella tabella (€426 mln e €272 mln nel I Trimestre 2025 e 2024, rispettivamente, e €544 mln
nel IV Trimestre 2024).
Nel primo trimestre 2025 gli investimenti di €1.819 mln (€1.931 mln nel primo trimestre 2024) evidenziano un decremento
del 6% rispetto al periodo di confronto, in particolare:
• nel settore Exploration & Production, gli investimenti sono principalmente legati allo sviluppo di giacimenti di idrocarburi
(€1.439 mln) in particolare negli Emirati Arabi Uniti, in Indonesia, Egitto, Congo, Libia, Australia, Costa d’Avorio e Italia;
• nel settore Enilive e Plenitude, gli investimenti Plenitude (€144 mln) sono relativi principalmente allo sviluppo del business
delle rinnovabili, acquisizione di nuovi clienti nonché attività di sviluppo di infrastrutture di rete per veicoli elettrici, mentre gli
investimenti Enilive (€33 mln) sono relativi ad interventi per obblighi di legge e stay-in-business della rete di distribuzione di
prodotti petroliferi in Italia e nel resto d’Europa, all’attività di bioraffinazione, di biometano, nonché agli interventi in materia
di salute, sicurezza e ambiente;
• nel settore Refining e Chimica sono principalmente legati l’attività di raffinazione tradizionale in Italia (€74 mln) relativi alla
conversione in bioraffineria del sito di Livorno, ad attività di mantenimento e stay-in-business e nel business della chimica
(€39 mln) su economia circolare e asset integrity;
• gli investimenti nel settore Corporate e altre attività sono principalmente relativi alle attività di CCUS e ai progetti di
agribusiness (€73 mln).
Exploration & Production
PRODUZIONE DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA
I Trim.
IV Trim.
Italia
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
1.647
1.741
1.716
(mgl di boe/giorno)
Australia e Oceania
Produzione di idrocarburi ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾
– di cui società in Joint Venture e collegate
Produzione venduta ⁽ᵃ⁾
(mln di boe)
PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA
IV Trim.
Italia
(mgl di barili/giorno)
I Trim.
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di petrolio e condensati
– di cui società in Joint Venture e collegate
PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
IV Trim.
Italia
(mln di metri cubi/giorno)
I Trim.
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione di gas naturale
– di cui società in Joint Venture e collegate
(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 (132 e 125 mila boe/giorno nel I Trimestre 2025 e 2024, rispettivamente, e 163 mila boe/giorno
nel IV Trimestre 2024).