Eni annuncia i risultati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2008

Roma, 24 aprile 2009 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del primo trimestre 20091 (non sottoposti a revisione contabile).

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"I risultati del primo trimestre 2009 sono positivi tenuto conto del forte ribasso del prezzo del petrolio e della caduta della domanda del gas in Europa. Continuiamo ad investire per la crescita e a migliorare il nostro livello di efficienza con l'obiettivo di assicurare ai nostri azionisti un livello di remunerazione tra i più elevati del settore."

• L'utile operativo adjusted di €3,75 miliardi è diminuito del 36,3% rispetto al primo trimestre 2008 per effetto del peggioramento della performance operativa dei settori Exploration & Production e Gas & Power dovuto alla flessione del prezzo del petrolio e al calo della domanda europea di gas.
• L'utile netto adjusted di €1,76 miliardi è diminuito del 42,2% per effetto essenzialmente del peggioramento della performance operativa e del contributo delle partecipazioni valutate a equity, nonché dell'aumento del tax rate adjusted (dal 47,5% al 49%).
• Gli investimenti tecnici di €3,15 miliardi hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, l'upgrading della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem e delle infrastrutture di trasporto del gas.
• Il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €5,44 miliardi e gli incassi da dismissioni di €182 milioni hanno consentito di coprire i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €3,15 miliardi e di ridurre l'indebitamento finanziario netto2 di €1,85 miliardi rispetto a fine 2008 a €16,53 miliardi, compreso l'effetto di differenze cambio negative.
• Il ROACE 3 calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 31 marzo 2009 è del 15,1%.
• Il leverage 3 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – passa dallo 0,38 al 31 dicembre 2008 allo 0,32 al 31 marzo 2009.
  
  

Highlight operativi e di scenario

IV trim. 2008	Risultati economici (€ milioni)		I trim.		Var. %
			2008	2009
308	Utile operativo		6.177	3.967	(35,8)
3.940	Utile operativo adjusted (a)		5.896	3.754	(36,3)
(874)	Utile netto (b)		3.321	1.904	(42,7)
(0,24)	- per azione (€) (c)		0,91	0,53	(41,8)
(0,63)	- per ADR ($) (c) (d)		2,73	1,38	(49,5)
1.955	Utile netto adjusted (a) (b)		3.041	1.759	(42,2)
0,54	- per azione (€) (c)		0,83	0,49	(41,0)
1,42	- per ADR ($) (c) (d)		2,49	1,28	(48,6)

(a) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono l'utile/perdita di magazzino e gli special item, v. il paragrafo "Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto a quelli adjusted" a pag 19.
(b) Utile di competenza Eni.
(c) Interamente diluito. L'ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(d) Un ADR rappresenta due azioni.

(1) Il presente comunicato stampa costituisce il resoconto intermedio sulla gestione previsto dall'art. 154-ter del Testo Unico della Finanza

Highlight finanziari

• L'utile operativo adjusted di €3,75 miliardi è diminuito del 36,3% rispetto al primo trimestre 2008 per effetto del peggioramento della performance operativa dei settori Exploration & Production e Gas & Power dovuto alla flessione del prezzo del petrolio e al calo della domanda europea di gas.
• L'utile netto adjusted di €1,76 miliardi è diminuito del 42,2% per effetto essenzialmente del peggioramento della performance operativa e del contributo delle partecipazioni valutate a equity, nonché dell'aumento del tax rate adjusted (dal 47,5% al 49%).
• Gli investimenti tecnici di €3,15 miliardi hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, l'upgrading della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem e delle infrastrutture di trasporto del gas.
• Il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €5,44 miliardi e gli incassi da dismissioni di €182 milioni hanno consentito di coprire i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €3,15 miliardi e di ridurre l'indebitamento finanziario netto2 di €1,85 miliardi rispetto a fine 2008 a €16,53 miliardi, compreso l'effetto di differenze cambio negative.
• Il ROACE 3 calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 31 marzo 2009 è del 15,1%.
• Il leverage 3 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – passa dallo 0,38 al 31 dicembre 2008 allo 0,32 al 31 marzo 2009.
  
  

Highlight operativi e di scenario

IV trim. 2008	PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI		I trim.		Var. %
			2008	2009
1.854	Produzione giornaliera di idrocarburi	(migliaia di boe)	1.796	1.779	(0,9)
1.079	- Petrolio	(migliaia di barili)	1.012	1.013	0,1
126	- Gas naturale	(milioni di metri cubi)	128	125	(2,3)
30,99	Vendite gas mondo	(miliardi di metri cubi)	30,91	32,35	4,7
1,31	- di cui: vendite E&P		1,84	1,49	(19,0)
6,94	Vendite di energia elettrica	(terawattora)	8,16	7,78	(4,7)
3,06	Vendite di prodotti petroliferi rete Europa	(milioni di tonnellate)	2,85	2,79	(2,1)

• Produzione di idrocarburi: 1,779 milioni di boe/giorno, in riduzione dello 0,9% rispetto al primo trimestre 2008 per effetto essenzialmente dei tagli produttivi OPEC (-31 mila boe/giorno), dell'impatto di fermate di impianti per problemi di sicurezza in Nigeria, nonché del declino di produzioni mature. Questi effetti negativi sono stati parzialmente assorbiti dalla crescita organica/avvii in Angola, Congo, Egitto e Venezuela, nonché dall'effetto prezzo positivo nei PSA.
• Vendite di gas mondo: 32,35 miliardi di metri cubi, in aumento del 4,7% per effetto del contributo dell'acquisizione di Distrigas. Al netto di tale effetto, le vendite sono diminuite del 14,3% a causa della contrazione della domanda europea di gas dovuta alla recessione economica, in particolare sul mercato italiano (-3,78 miliardi di metri cubi).
• Il prezzo medio di realizzo del petrolio equity è diminuito del 50,9% per effetto della flessione delle quotazioni del marker di mercato Brent (-54,2% rispetto al primo trimestre 2008). In controtendenza i prezzi di realizzo del gas naturale per effetto del time-lag di indicizzazione ai parametri energetici.    
• I margini di raffinazione Eni riflettono in maniera più contenuta l'andamento favorevole del rapporto tra prezzi della carica e dei principali prodotti (il margine Brent di scenario di 5,3 dollari/barile è aumentato del 40,2% sul primo trimestre 2008) a causa della contrazione del differenziale tra greggi leggeri e pesanti. L'effetto cambio  ha influito positivamente. In flessione i margini di commercializzazione rete.
• I risultati del trimestre sono stati favoriti dal deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (-13,2%).

 

(2) Informazioni sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 27.

(3) In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. pag. 28 e pag. 27, rispettivamente.

 

Iniziative di portafoglio del trimestre

• Il 7 aprile 2009 Gazprom ha esercitato l'opzione di acquisto sull'intero 20% di OAO Gazprom Neft posseduto da Eni sulla base degli accordi contrattuali in essere tra i due partner. Eni aveva acquisito la partecipazione in Gazprom Neft il 4 aprile 2007 in seguito all'aggiudicazione dell'asta per il secondo lotto degli asset della società russa in liquidazione Yukos. Il prezzo di esercizio dell'opzione corrisponde a quello di aggiudicazione (3,7 miliardi di US dollari), detratti i dividendi distribuiti e aumentato della remunerazione finanziaria prevista contrattualmente nella misura del 9,4% annuo e dei costi accessori di finanziamento. Nella stessa occasione, Eni e Gazprom hanno firmato nuovi accordi di collaborazione per l'avvio di programmi di sviluppo nel settore energetico in Russia e all'estero.
• Il 19 marzo 2009 è stata finalizzata l'OPA incondizionata obbligatoria sulle azioni di minoranza di Distrigas, con l'adesione del 41,61% del capitale corrispondente a 292.390 azioni tra cui quelle di Publigaz SCRL che ha aderito con l'intero pacchetto azionario in suo possesso (31,25%). Gli effetti dell'operazione sono assunti al 31 marzo 2009, mentre il pagamento delle azioni conferite in offerta è avvenuto l'8 aprile 2009 per un controvalore di €1.991 milioni. Per effetto dell'OPA, Eni possiede il 98,86% del capitale di Distrigas. è in corso la procedura di squeeze-out del restante 1,14% delle azioni ancora in circolazione. Seguirà la procedura di delisting delle azioni Distrigas da Euronext di Brussels.
• Il 12 febbraio 2009 il Consiglio di Amministrazione Eni ha approvato la vendita del 100% di Italgas SpA e Stoccaggi Gas Italia SpA (Stogit) a Snam Rete Gas (controllata al 50,03%) ad un prezzo di €4.720 milioni (rispettivamente €3.070 milioni e €1.650 milioni). L'operazione sarà finanziata da Snam Rete Gas attraverso: (i) un aumento di capitale fino a €3,5 miliardi di cui Eni si è impegnata a sottoscrivere la propria quota di competenza; e (ii) assunzione di debito per €1,3 miliardi. I principali effetti attesi sul bilancio consolidato di Eni sono: (i) una variazione positiva di circa €1,5 miliardi sia della posizione finanziaria netta, sia del patrimonio netto di pertinenza di terzi e complessivo dovuto alla sottoscrizione pro-quota dell'aumento di capitale di Snam Rete Gas da parte del mercato; (ii) una riduzione dell'utile netto di pertinenza del Gruppo pari a circa il 45% dell'utile aggregato di Italgas e Stogit con corrispondente incremento dell'utile di pertinenza di terzi.

Dal punto di vista industriale, l'operazione, il cui perfezionamento è atteso entro luglio 2009, consentirà a Eni di conseguire importanti sinergie strutturali nel settore dei business regolati e di valorizzare al meglio gli asset di Italgas e Stogit che beneficeranno della maggiore visibilità all'interno del perimetro di Snam Rete Gas.

• Firmato con il Governo del Pakistan un Protocol for Cooperation per lo sviluppo di importanti progetti upstream, midstream e downstream nel Paese. L'accordo si inquadra nella strategia Eni di crescita attraverso l'identificazione di nuove riserve. Eni metterà a disposizione il proprio know-how e le innovative tecnologie sviluppate in campo petrolifero, principalmente nello sfruttamento dei giacimenti di idrocarburi.
• Firmati i primi tre accordi con la compagnia petrolifera angolana Sonangol che implementano il Memorandum of Understanding dell'agosto 2008. Tali accordi prevedono: (i) la fattibilità dell'utilizzo di gas associato per l'alimentazione di una nuova centrale elettrica; (ii) lo studio congiunto di aree comprese nei bacini onshore dell'Angola per la valutazione di ulteriori iniziative nel settore upstream; (iii) la definizione di progetti educativi e di formazione per professionisti angolani, con l'obiettivo di implementare le iniziative in campo energetico.
• Conseguiti nuovi successi esplorativi nel Golfo del Messico, Mare del Nord e nell'offshore indonesiano.

 

Evoluzione prevedibile della gestione

In considerazione della fase di recessione economica in atto, lo scenario Eni 2009 assume un prezzo del Brent su base annua di 43 dollari/barile e la flessione della domanda europea di gas e di carburanti. In tale contesto, le previsioni del management sull'andamento nel 2009 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività sono le seguenti:

• produzione di idrocarburi: è confermata in crescita al netto dei tagli OPEC. Gli effetti della minore domanda gas, il posticipo di alcune attività per beneficiare dell'attesa riduzione dei costi e l'impatto di eventi di forza maggiore in alcune aree, in particolare in Africa Occidentale, comporteranno una parziale revisione del tasso di crescita originariamente atteso (circa il 3%);
• volumi venduti di gas nel mondo: in aumento rispetto al 2008 (104,23 miliardi di metri cubi nel 2008) per effetto del pieno contributo dell'acquisizione di Distrigas e delle azioni commerciali a sostegno della quota di mercato nelle principali aree di consumo nel resto d'Europa, nonostante il calo della domanda. Le vendite in Italia sono previste in significativa flessione per effetto della recessione economica e della pressione competitiva;
• lavorazioni in conto proprio: in leggero aumento rispetto al 2008 (35,84 milioni di tonnellate nel 2008) per effetto della migliore performance programmata di alcuni impianti;
• vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d'Europa: in flessione rispetto al 2008 (12,03 milioni di tonnellate nel 2008 esclusi i volumi delle attività rete nella Penisola Iberica cedute a Galp) per effetto del calo della domanda di carburanti nei principali mercati europei.

Nel 2009 sono previsti investimenti tecnici in riduzione rispetto al 2008 (€14,56 miliardi nel 2008) e riguarderanno principalmente lo sviluppo delle riserve di idrocarburi, l'upgrading della flotta di mezzi navali di costruzione e perforazione, nonché il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale. Sulla base delle proiezioni di cash flow con lo scenario di prezzo del Brent a 43 dollari/barile, Eni prevede a fine 2009 un leverage in modesta crescita rispetto al 2008 (0,38), ritenuto comunque adeguato al mantenimento di un elevato merito di credito.

Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2009, non sottoposti a revisione contabile, costituisce il resoconto intermedio sulla gestione previsto dall'art. 154-ter del Testo Unico della Finanza (TUF). Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie 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 per la preparazione della situazione contabile del primo trimestre sono invariati rispetto a quelli adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2008, per la cui descrizione si fa rinvio. A partire dal gennaio 2009 gli effetti dei derivati non di copertura su commodity, sia la componente realizzata sia quella da valutazione, sono rilevati nell'utile operativo. Coerentemente i periodi di confronto sono stati rideterminati.
Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al primo trimestre 2009 e al primo e quarto trimestre 2008.
Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 marzo 2009 e al 31 dicembre 2008.
La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella relazione intermedia sulla gestione della relazione finanziaria semestrale consolidata e della relazione sulla gestione della relazione finanziaria annuale. Apposite note esplicative illustrano contenuto e significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b.

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Alessandro Bernini, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154 bis del TUF che l'informativa contabile contenuta nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

Disclaimer
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali ("forward-looking statements"), in particolare nella sezione "Evoluzione prevedibile della gestione", relative a: piani di investimento, dividendi e 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 primo trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.

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Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2009 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni all'indirizzo www.eni.it .