San Donato Milanese, 29 ottobre 2009 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi del 2009 ¹  (non sottoposti a revisione contabile).

Highlight finanziari

• Utile operativo adjusted: €3,12 miliardi nel trimestre (-49,7%); €9,42 miliardi nei nove mesi (-46,7%)
• Utile netto adjusted: €1,15 miliardi nel trimestre (-60,5%);€3,81 miliardi nei nove mesi (-53,6%)
• Utile netto: €1,24 miliardi nel trimestre (-57,8%); €3,98 miliardi nei nove mesi (-59%)
• Cash flow: €2,03 miliardi nel trimestre (€9,66 miliardi nei nove mesi)

Highlight operativi

• Produzione di idrocarburi: nel trimestre -4,9% a 1,68 milioni di barili/giorno (-2,6% nei nove mesi); esclusi i tagli OPEC -3,5% nel trimestre, -1,1% nei nove mesi
• Vendite di gas: nel trimestre +11,7% a 22,52 miliardi di metri cubi (+2,9% nei nove mesi)
• Importante scoperta a gas nell' offshore venezuelano
• Ottenuta la licenza per lo sviluppo del giant Zubair, uno dei piu grandi giacimenti di petrolio in Iraq

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Nel terzo trimestre Eni ha conseguito risultati positivi nonostante la flessione della domanda e dei prezzi degli idrocarburi. Lo sviluppo del portafoglio registra l'assegnazione del giacimento giant di Zubair in Iraq e la grande scoperta di gas nell'offshore Venezuelano a Perla.  Si tratta di due importanti successi per la strategia di rafforzamento della nostra presenza nelle aree petrolifere con i piu elevati tassi di crescita al mondo."

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

 

Highlight finanziari

III trim. 2008	II trim. 2009	III trim. 2009	Var. % III trim. 09 vs 08	Risultati economici (€ milioni)	Nove mesi
					2008	2009	Var. %
6.239	2.405	3.217	(48,4)	Utile operativo	18.209	9.589	(47,3)
6.197	2.549	3.117	(49,7)	Utile operativo adjusted (a)	17.668	9.420	(46,7)
2.941	832	1.240	(57,8)	Utile netto (b)	9.699	3.976	(59,0)
0,81	0,23	0,34	(58,0)	- per azione (€) (c)	2,66	1,10	(58,6)
2,44	0,63	0,97	(60,2)	- per ADR ($) (c) (d)	8,10	3,00	(63,0)
2.913	902	1.152	(60,5)	Utile netto adjusted (a) (b)	8.209	3.813	(53,6)
0,80	0,25	0,32	(60,0)	- per azione (€) (c)	2,25	1,05	(53,3)
2,41	0,68	0,92	(61,8)	- per ADR ($) (c) (d)	6,85	2,87	(58,1)

(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 23.
(b) Utile di competenza Eni.
(c) Interamente diluito. L'ammontare in dollari e convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(d) Un ADR rappresenta due azioni.              

Utile operativo adjusted

L'utile operativo adjusted del terzo trimestre 2009 di €3,12 miliardi e diminuito del 49,7% rispetto al terzo trimestre 2008. Nei nove mesi utile operativo adjusted di €9,42 miliardi (-46,7% rispetto ai nove mesi 2008). La flessione e dovuta al peggioramento della performance operativa del settore Exploration & Production a causa della caduta del prezzo del petrolio e del gas, nonché dei margini di raffinazione nel downstream petrolifero.

Utile netto adjusted

L'utile netto adjusted del terzo trimestre 2009 di €1,15 miliardi e diminuito del 60,5%. Nei nove mesi utile netto di €3,81 miliardi in calo del 53,6%. Tali risultati riflettono il peggioramento della performance operativa, il minore contributo delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto, nonché l'incremento del tax rate adjusted (3,4 punti percentuali in piu nel trimestre; 0,9 punti percentuali in piu nei nove mesi).

Investimenti tecnici

Gli investimenti tecnici di €2,96 miliardi nel trimestre (€9,8 miliardi nei nove mesi) hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, l'upgrading delle infrastrutture di trasporto del gas e della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem.

Cash flow

Nel trimestre il cash flow della gestione e stato di €2.034 milioni. I disinvestimenti di €292 milioni hanno riguardato in particolare l'incasso della prima tranche del corrispettivo della cessione a Gazprom della quota Eni del 51% di OOO SeverEnergia (€155 milioni).Tali flussi hanno consentito di coprire parzialmente i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €2.957 milioni e al pagamento dell'acconto sul dividendo Eni 2009 (€1.811 milioni) determinando rispetto al 30 giugno 2009 un incremento di €2.185 milioni dell'indebitamento finanziario netto².
Nei nove mesi il cash flow della gestione e stato di €9.655 milioni. I disinvestimenti ammontano a €3.567 milioni e hanno riguardato in particolare l'esercizio dell'opzione di acquisto del 20% di Gazprom Neft da parte di Gazprom (€3.070 milioni), l'incasso della prima tranche del corrispettivo della cessione della partecipazione in OOO SeverEnergia (€155 milioni), nonché alcuni asset non strategici del settore Exploration & Production (€0,4 miliardi). Le operazioni sul capitale hanno riguardato la sottoscrizione pro-quota dell'aumento del capitale sociale di Snam Rete Gas da parte del mercato per €1.542 milioni nell'ambito della ristrutturazione delle attivita regolate in Italia. Questi flussi hanno consentito di coprire parzialmente i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €9.801 milioni, al pagamento dei dividendi Eni (€4.166 milioni, di cui €1.811 milioni per l'acconto dividendo 2009) e al completamento dell'acquisizione di Distrigas (€2.045 milioni). Al 30 settembre 2009 l'indebitamento finanziario netto ammonta a €20.540 milioni con un incremento di €2.164 milioni rispetto a fine 2008 (€18.376 milioni).

(2) Informazioni sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 33.

Indici di performance finanziaria

Il ROACE ³ calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 30 settembre 2009 e del 10% (19,9% al 30 settembre 2008). 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 0,42 al 30 settembre 2009.

 

Highlight operativi e di scenario

III trim. 2008	II trim. 2009	III trim. 2009	Var. % III trim. 09 vs 08	PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI		Nove mesi
						2008	2009	Var. %
1.764	1.733	1.678	(4,9)	Produzione di idrocarburi	(migliaia di boe/giorno)	1.777	1.730	(2,6)
1.015	986	957	(5,7)	- Petrolio	(migliaia di barili/giorno)	1.008	985	(2,3)
122	121	117	(4,1)	- Gas naturale	(milioni di metri cubi/giorno)	125	121	(3,2)
20,17	20,46	22,52	11,7	Vendite gas mondo	(miliardi di metri cubi)	73,24	75,33	2,9
1,37	1,46	1,40	2,2	- di cui: vendite E&P in Europa e nel Golfo del Messico		4,69	4,35	(7,2)
7,62	7,57	9,19	20,6	Vendite di energia elettrica	(terawattora)	22,99	24,54	6,7
3,12	3,07	3,16	1,3	Vendite di prodotti petroliferi rete Europa	(milioni di tonnellate)	8,97	9,02	0,6

Exploration & Production               
La produzione di idrocarburi del terzo trimestre 2009 e stata di 1,678 milioni di boe/giorno, in riduzione del 4,9% rispetto al terzo trimestre 2008. Nei nove mesi 2009 la produzione di 1,730 milioni di boe/giorno e in calo del 2,6%. Tali riduzioni sono attribuibili all'impatto dei tagli OPEC, alla situazione di sicurezza in Nigeria, alla minore produzione di gas assorbita dal mercato europeo, nonché al declino di produzioni mature. Questi effetti negativi sono stati attenuati dalla crescita organica registrata in Congo, USA, Kazakhstan, Egitto e Venezuela nonché dall'effetto prezzo positivo nei PSA.

Gas & Power
Vendite di gas mondo di 22,52 miliardi di metri cubi nel terzo trimestre 2009, in aumento dell'11,7% rispetto al terzo trimestre 2008 e di 75,33 miliardi di metri cubi nei nove mesi 2009 (+2,9%). L'aumento riflette il contributo dell'acquisizione di Distrigas (+3,31 miliardi di metri cubi nel trimestre; +11,84 miliardi nei nove mesi) e la crescita organica sui principali mercati europei (+13% nel trimestre; +6% nei nove mesi). Vendite in significativa contrazione sul mercato italiano (-2,05 miliardi di metri cubi nel trimestre; -9,54 miliardi nei nove mesi) con  cali nei segmenti di mercato del termoelettrico e dell'industriale rispettivamente del 28% e del 9% nel terzo trimestre (39% e 18% nei nove mesi) a causa della recessione economica. 

Prezzi medi di realizzo
Il prezzo medio di realizzo del petrolio equity e diminuito del 37,2% nel terzo trimestre 2009 e del 45,4% nei nove mesi per effetto della flessione delle quotazioni del marker di mercato Brent. I prezzi del gas sono diminuiti del 43,1% nel trimestre e del 26,7% nei nove mesi con una dinamica che riflette i time-lag di indicizzazione ai parametri energetici contenuti nelle formule di pricing.

Refining & Marketing
I margini di raffinazione Eni in dollari hanno registrato una significativa flessione in linea con l'andamento del margine di scenario (margine sul Brent -4 dollari/barile nel trimestre). I driver della flessione sono stati: (i) la contrazione del differenziale di mercato tra greggi leggeri e pesanti che ha penalizzato la redditivita delle raffinerie Eni dotate di un'elevata capacita di conversione; in particolare nel trimestre il premio di conversione si e sostanzialmente annullato; (ii) la ripresa delle quotazioni del petrolio in assenza di un miglioramento dei fondamentali della domanda di prodotti con il conseguente peggioramento dei rapporti tra prezzi finali e costo della carica; (iii) la flessione particolarmente accentuata delle quotazioni del gasolio che sconta il calo dei consumi industriali.

Cambio euro/dollaro USA
I risultati del trimestre e dei nove mesi sono stati favoriti dal deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (-4,9% nel trimestre; -10,3% nei nove mesi).

Sviluppi di portafoglio
Eni ha continuato ad attuare la propria strategia di crescita, in particolare nel settore Exploration & Production, attraverso l'ingresso in Iraq con un progetto giant e il perfezionamento di accordi strategici nelle aree core di Russia e Africa.

Iraq
Il 13 ottobre 2009, in esito al primo bid round iracheno, Eni capofila di un consorzio di compagnie internazionali si e aggiudicata il contratto di servizio per lo sviluppo del giacimento giant di petrolio Zubair (Eni 40%, con possibili successive variazioni), della durata di 20 anni rinnovabile per ulteriori 5 anni. Zubair produce attualmente circa 195 mila barili/giorno e ne e stato pianificato lo sviluppo con l'obiettivo di un plateau produttivo di circa 1,13 milioni di barili/ giorno entro il 2016.

Venezuela
L'attivita esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta a gas di Perla, localizzata nel blocco Cardon IV (Eni 50%), nel Golfo del Venezuela, che ha erogato in fase di test circa 600.000 metri cubi/giorno (pari a circa 3.700 boe/ giorno). Il giacimento si stima possa contenere risorse potenziali superiori a 160 miliardi di metri cubi di gas (pari a 1 miliardo di barili di petrolio equivalente).

Africa
-  Il 28 settembre 2009 Eni ha acquisito l'operatorship nei permessi esplorativi offshore di Cape Three Point e Cape Three Point South (Eni 47,2%) in Ghana. 
-  Il 12 agosto 2009 Eni e il Ministero del Petrolio della Repubblica Democratica del Congo hanno firmato un accordo strategico per la cooperazione e la valorizzazione delle risorse petrolifere del Paese. L'accordo implementa il modello Eni di cooperazione con i Paesi partner al fine di integrare il business tradizionale con attivita di sviluppo sostenibile finalizzate a promuovere elevati standard socio-economici.

Pakistan
Il 30 settembre 2009, in esito a gara internazionale, Eni si e aggiudicata la licenza esplorativa del blocco onshore di Sukhpur, in Pakistan. Il blocco situato in prossimita dell'area di produzione operata di Bhit (Eni 40%) consentira importanti sinergie operative.

Russia
Il 23 settembre 2009 Eni ed Enel partner al 60%-40% rispettivamente nella societa OOO SeverEnergia hanno perfezionato la cessione del 51% della joint-venture a Gazprom per il corrispettivo di $1.566 milioni (quota Eni $940 milioni) che sara versato in due tranche in linea con gli accordi stipulati nel maggio 2009. Il 24 settembre 2009 Eni ha incassato la prima tranche (circa il 25% del prezzo pattuito) pari a €155 milioni ($230 milioni al cambio puntuale di EUR/USD 1,48). La seconda tranche del prezzo sara versata entro marzo 2010 ($710 milioni). Il conto economico del trimestre ha beneficiato del provento di €100 milioni relativo alla remunerazione pattuita contrattualmente nella misura del 9,4% sul capitale investito all'atto dell'acquisizione della joint-venture il 4 aprile 2007.
SeverEnergia possiede il 100% di tre societa russe attive nello sviluppo di riserve di gas nella regione di Yamal Nenets in Siberia. Come gia stabilito dai precedenti accordi, le parti si impegnano a produrre il primo gas entro giugno 2011 dal giacimento di Samburskoye e a raggiungere il plateau produttivo di 150 mila boe/giorno entro 2 anni dall'avvio.

Turchia
Il 19 ottobre 2009 Eni e i partner commerciali di Turchia e Russia nella realizzazione dell'oleodotto Samsum-Ceyhan hanno firmato un Memorandum of Understanding che sancisce l'impegno a definire le condizioni economiche e contrattuali per l'ingresso nel progetto delle imprese russe, tale da assicurare i volumi di greggio necessari a garantirne la sostenibilita economica. Il progetto, che nella stessa occasione ha visto riconfermare il sostegno da parte di rappresentanti dei Governi di Italia, Turchia e Russia, realizzera un by-pass per il petrolio proveniente da est evitando il trasporto via mare attraverso lo stretto dei Dardanelli e il Bosforo con importanti ricadute in termini di sicurezza e protezione dell'ambiente.

Avvii produttivi
Tra i principali start-up conseguiti nel periodo si segnalano:
(i) Blacktip (Eni 100%, operatore) Australia;
(ii) North Bardawil (Eni 60%, operatore) offshore egiziano;
(iii) Tombua-Landana (Eni 20%) offshore angolano;
(iv) Thunder Hawk (Eni 25%) Golfo del Messico;
(v) Tyrihans (Eni 6,23%) Norvegia;
(vi) PY-1 (Eni 47,16%) offshore indiano.

 

Evoluzione prevedibile della gestione
In considerazione della ripresa in atto delle quotazioni del petrolio lo scenario Eni 2009 assume un prezzo del Brent su base annua di circa 60 dollari/barile; per contro e prevista continuare la contrazione 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 attivita sono le seguenti:
– produzione di idrocarburi: escludendo i tagli OPEC, Eni prevede di chiudere l'anno con un livello produttivo sostanzialmente invariato rispetto al livello di 1,797 milioni di boe/giorno ottenuto nel 2008. La revisione del precedente target di crescita comunicato al mercato sconta l'ulteriore inasprimento dell'impatto di eventi di forza maggiore in alcune aree, in particolare in Nigeria, nonché la revisione del prezzo del Brent che comporta minori entitlement nei PSA, mentre sono confermati i minori volumi connessi alla contrazione della domanda europea di gas e al posticipo di alcune attivita di sviluppo pianificate nella prima meta dell'anno con l'intento di beneficiare della riduzione dei costi di investimento. Questi fattori negativi sono parzialmente compensati dal contributo di nuovi avvii e il raggiungimento dei livelli di regime di alcuni campi in Congo, Usa, Egitto e Venezuela;
– vendite di gas nel mondo: sono previste in linea con il 2008 (104,23 miliardi di metri cubi nel 2008) quindi con un tasso di crescita inferiore rispetto alle previsioni di piano a causa dell'impatto della recessione economica rivelatosi piu severo di quanto inizialmente anticipato, nonche dell'intensificarsi della pressione competitiva sul mercato nazionale. Le vendite sono sostenute dal pieno contributo dell'acquisizione di Distrigas e dalle azioni commerciali volte a incrementare le vendite negli altri Paesi europei;
– lavorazioni in conto proprio: i volumi lavorati confermano il livello 2008 (35,84 milioni di tonnellate nel 2008) per effetto della sostituzione con propri volumi delle minori lavorazioni di terzi che compensano il minore passo degli impianti dovuto al peggioramento dello scenario di raffinazione;
– vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d'Europa: previste sostanzialmente in linea con il 2008 (12,03 milioni di tonnellate nel 2008 esclusi i volumi delle attivita rete nella Penisola Iberica cedute a Galp) sostenute dai risultati positivi in termini di quota e di volumi venduti in Italia dovuti alle campagne di marketing e alle politiche di pricing adottate, compensati dal calo dei consumi nei principali mercati europei.

Nel 2009 gli investimenti tecnici sono previsti in leggera 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.
Il management ha adottato le azioni gestionali e di portafoglio necessarie per assicurare un livello di leverage che, anche se temporaneamente superiore a quello di fine 2008 (0,38), sia adeguato al mantenimento di un elevato merito di credito.

 

Altre informazioni
Nella restante parte dell'esercizio alcuni procedimenti legali potrebbero avere sviluppi negativi potenzialmente tali da comportare sul risultato economico impatti significativi allo stato non ritenuti probabili od oggettivamente determinabili. I procedimenti legali cui si fa riferimento sono puntualmente descritti nel paragrafo "Garanzie, impegni e rischi" ai punti (i) e (ii) del "Contenzioso civile e amministrativo", al punto (ii) del "Contenzioso Antitrust" e al punto (i) di "Indagini della magistratura" della Relazione finanziaria semestrale consolidata pubblicata il 7 agosto 2009 e da allora non sono state registrate evoluzioni significative.

Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 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 al 30 settembre 2009 sono invariati rispetto a quelli adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2008, per la cui descrizione si fa rinvio, fatta eccezione per le modalita di rilevazione e valutazione dei programmi di fidelizzazione della clientela, per effetto dell'entrata in vigore dell'IFRIC 13. Per maggiori dettagli relativi a tale applicazione, si fa rinvio alla Relazione finanziaria semestrale consolidata 2009. 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 terzo trimestre e ai nove mesi 2009 e al terzo trimestre e ai nove mesi 2008. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 2009, al 30 giugno 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 rischiosita 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 molteplicita di fattori, tra cui: l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacita 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'instabilita 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 stagionalita 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 dei nove mesi non possono essere estrapolati su base annuale.

(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. 35 e pag. 33, rispettivamente.

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Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati al 30 settembre 2009 (non sottoposti a revisione contabile) e disponibile sul sito internet Eni all'indirizzo www.eni.com.