Eni annuncia i risultati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2009

San Donato Milanese, 12 febbraio 2010 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2009 (non sottoposti a revisione contabile).

Highlight finanziari

• Utile operativo adjusted: €3,70 miliardi nel quarto trimestre (-6%); €13,12 miliardi nel 2009 (-39,3%
• Utile netto adjusted: €1,39 miliardi nel quarto trimestre (-28,7%); €5,21 miliardi nel 2009 (-48,8%)
• Utile netto: €0,64 miliardi nel quarto trimestre vs. una perdita di €0,87 miliardi nel quarto trimestre 2008; €4,62 miliardi nel 2009 (-47,7%)
• Cash flow: €1,61 miliardi nel quarto trimestre; €11,27 miliardi nel 2009
• Dividendo proposto: €1,00 per azione di cui €0,50 gia distribuiti come acconto

Highlight operativi

• Produzione di idrocarburi: +1,7% nel quarto trimestre a 1,89 milioni di barili/giorno (-1,6% su base annua); esclusi i tagli OPEC +2,8% nel trimestre; invariata su base annua
• Stima preliminare delle riserve certe a fine anno: 6,57 miliardi di barili con il riferimento Brent a $59,9/barile. Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve 96%; 109% escluso l’effetto prezzo
• Vendite di gas: -8,4% a 28,39 miliardi di metri cubi nel quarto trimestre; -0,5% su base annua
• Siglato l’accordo per lo sviluppo del giacimento giant a olio pesante Junin 5 in Venezuela con 35 miliardi di barili certificati “in place‘
• Finalizzato il contratto di sfruttamento del giacimento giant Zubair in Iraq

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
“Il 2009 e stato un anno difficile per il nostro settore. In questo contesto, Eni ha conseguito risultati superiori alle aspettative, tra i migliori dell’industria, e ha posto le basi per la sua crescita futura.
Il 2010 sara un altro anno difficile. Eni, grazie al suo eccellente posizionamento strategico, continuera a generare buoni risultati e a creare valore per gli azionisti.‘

Highlight Finanziari

IV trim. 2008	III trim. 2009	IV trim. 2009	Var.% IV trim. 09 vs 08		Esercizio
					2008	2009	Var. %
				Risultati economici (a) (€ milioni)
308	3.217	2.716	..	Utile operativo	18.517	12.305	(33,5)
3.940	3.117	3.702	(6,0)	Utile operativo adjusted (b)	21.608	13.122	(39,3)
(874)	1.240	641	..	Utile netto (c)	8.825	4.617	(47,7)
(0,24)	0,34	0,18	..	- per azione (€) (d)	2,43	1,27	(47,7)
(0,63)	0,97	0,53	..	- per ADR ($) (d) (e)	7,15	3,54	(50,5)
1.955	1.152	1.394	(28,7)	Utile netto adjusted (b) (c)	10.164	5.207	(48,8)
0,54	0,32	0,38	(29,6)	- per azione (€) (d)	2,79	1,44	(48,4)
1,42	0,92	1,12	(21,1)	- per ADR ($) (d) (e)	8,21	4,01	(51,2)
(a) Dall’esercizio 2009 gli effetti dei derivati non di copertura su commodity, sia la componente realizzata sia quella da valutazione, sono rilevati nell’utile operativo. Nella configurazione adjusted dell’utile operativo e dell’utile netto ¨ mantenuta la sola componente realizzata rispettivamente al lordo e al netto del relativo effetto fiscale. Corrispondentemente sono rideterminati i dati dei periodi di confronto. (b) 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 27. (c)Utile di competenza Eni. (d)Interamente diluito. L’ammontare in dollari ¨ convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE. (e) Un ADR rappresenta due azioni.

Utile operativo adjusted

L’utile operativo adjusted del quarto trimestre 2009 di €3,70 miliardi e diminuito del 6% rispetto al quarto trimestre 2008 a causa della rilevante perdita operativa registrata dal downstream petrolifero. Migliorano i risultati dei settori Exploration & Production per la crescita produttiva e la ripresa del prezzo del petrolio, e Gas & Power. Su base annua la flessione dell’utile operativo adjusted di €8,49 miliardi (-39,3% rispetto al 2008) riflette il peggioramento dello scenario petrolifero nei primi nove mesi dell’anno, nonché il calo del margine di raffinazione. I settori Gas & Power e Ingegneria & Costruzioni hanno incrementato il risultato operativo.

Utile netto adjusted

L’utile netto adjusted e stato di €1,39 miliardi nel quarto trimestre 2009 (-28,7%) e di €5,21 miliardi nel 2009 (-48,8%). Tali risultati riflettono l’andamento dello scenario dei prezzi dei prodotti petroliferi, il minore contributo delle partecipazioni valutate a equity, nonché l’incremento del tax rate adjusted (7,8 punti percentuali in piu nel trimestre; 2,2 nell’anno).

Investimenti tecnici

Gli investimenti tecnici di €3,89 miliardi nel trimestre (€13,69 miliardi nel 2009) 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 di €1,61 miliardi ha consentito di coprire solo parzialmente i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €3,89 miliardi determinando rispetto al 30 settembre 2009 un incremento di €2,5 miliardi dell’indebitamento finanziario netto¹.
Nell’anno il cash flow della gestione e stato di €11,27 miliardi. I disinvestimenti ammontano a €3,59 miliardi e hanno riguardato in particolare l’esercizio dell’opzione di acquisto del 20% di Gazprom Neft da parte di Gazprom (€3,07 miliardi), l’incasso della prima tranche del corrispettivo della cessione della partecipazione in OOO SeverEnergia (€0,16 miliardi), asset non strategici nel settore Exploration & Production (€0,32 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 €1,54 miliardi nell’ambito della ristrutturazione delle attivita regolate in Italia. Questi flussi hanno consentito di coprire parzialmente i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €13,69 miliardi, al pagamento dei dividendi Eni (€4,17 miliardi, di cui €1,81 miliardi per l’acconto dividendo 2009) e al completamento dell’acquisizione di Distrigas (€2,04 miliardi), determinando un incremento di €4,66 miliardi dell’indebitamento finanziario netto a €23,04 miliardi al 31 dicembre 2009 (€18,38 miliardi a fine 2008).

(1) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 37.

Indici di performance finanziaria

Il ROACE 2 calcolato su base adjusted al 31 dicembre 2009 e del 9,2% (17,6% al 31 dicembre 2008). Il leverage 2 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – passa dallo 0,38 al 31 dicembre 2008 allo 0,46 al 31 dicembre 2009.

Dividendo 2009

Il Consiglio di Amministrazione intende proporre all’Assemblea degli azionisti la distribuzione di un dividendo di €1,00 per azione3 (€1,30 nel 2008) di cui €0,50 distribuiti nel settembre 2009 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di €0,50 per azione sara messo in pagamento a partire dal 27 maggio 2010 con stacco cedola il 24 maggio 2010.

IV trim. 2008	III trim. 2009	IV trim. 2009	Var.% IV trim. 09 vs 08	Principali indicatori operativi		Esercizio
						2008	2009	Var. %
1.854	1.678	1.886	1,7	Produzione di idrocarburi	(migliaia di boe/giorno)	1.797	1.769	(1,6)
1.079	957	1.073	(0,6)	Petrolio	(migliaia di barili/giorno)	1.026	1.007	(1,9)
126	117	132	4,8	Gas naturale	(milioni di metri cubi/giorno)	125	124	(0,8)
30,99	22,52	28,39	(8,4)	Vendite gas mondo	(miliardi di metri cubi)	104,23	103,72	(0,5)
1,31	1,40	1,82	38,9	di cui: vendite E&P in Europa e nel Golfo del Messico		6,00	6,17	2,8
6,94	9,19	9,42	35,7	Vendite di energia elettrica	(terawattora)	29,93	33,96	13,5
3,06	3,16	3,00	(2,0)	Vendite di prodotti petroliferi rete Europa	(milioni di tonnellate)	12,03	12,02	(0,1)

Exploration & Production

La produzione di idrocarburi del quarto trimestre 2009 ha conseguito il livello record di 1,886 milioni di boe/giorno con una crescita dell’1,7% rispetto al quarto trimestre 2008, che si ridetermina nel 2,8% al netto dell’incremento dei tagli OPEC (circa 20 mila boe/giorno). La performance produttiva riflette il contributo degli avvii/regimazioni principalmente in Congo, Nigeria, Stati Uniti ed Egitto (119 mila boe/giorno), la restituzione di royalty in kind negli Stati Uniti e altri effetti contrattuali (circa 40 mila boe/giorno complessivi), in parte compensati dai declini di produzioni mature, fermate non programmate e l’effetto prezzo negativo nei PSA e schemi contrattuali similari (circa 20 mila boe/giorno). Su base annua, la produzione di 1,769 milioni di boe/giorno flette dell’1,6% e rimane sostanzialmente invariata (-0,2%) se si escludono i tagli OPEC. La crescita organica e l’effetto prezzo positivo nei PSA sono stati compensati dagli impatti derivanti dalle fermate non programmate e la situazione di sicurezza in Nigeria, dalla minore produzione di gas assorbita dal mercato europeo e dal declino di produzioni mature.

Prezzi medi di realizzo

Il prezzo medio di realizzo del petrolio equity e aumentato del 47,2% nel quarto trimestre 2009 per effetto della progressiva ripresa registrata nel corso dell’anno delle quotazioni del marker di mercato Brent (35,8%) e del relativo apprezzamento del paniere Eni. I prezzi del gas equity sono diminuiti del 37,8% nel trimestre con una dinamica che riflette i time-lag di indicizzazione ai parametri energetici contenuti nelle formule di pricing e la forte riduzione delle quotazioni spot. Su base annua il prezzo di realizzo degli idrocarburi e diminuito in media del 31,2% (petrolio -32,2%; gas naturale -29,8%).

Gas & Power

Nel quarto trimestre 2009 le vendite di gas (28,39 miliardi di metri cubi) evidenziano una riduzione dell’8,4% a causa della significativa contrazione registrata in Italia (-3,29 miliardi di metri cubi, pari al 24,7%) dove le vendite Eni ai termoelettrici e all’industria hanno registrato cali rispettivamente del 67,5% e del 30,2%. Su base annua, le vendite di gas (103,72 miliardi di metri cubi) hanno registrato una flessione piu contenuta (-0,5%) che riflette la forte contrazione dei volumi sul mercato nazionale a causa della recessione economica e dell’intensificarsi della pressione competitiva (-12,83 miliardi di metri cubi, -24,3%), compensata dal pieno contributo dell’acquisizione di Distrigas (+12,02 miliardi di metri cubi nell’anno) e dalla crescita organica in alcuni mercati europei. 

(2) 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 vedi pag. 39 e pag. 37, rispettivamente.
(3) Al dividendo non compete alcun credito d’imposta e, a seconda dei percettori, e soggetto a ritenuta alla fonte a titolo di imposta o concorre in misura parziale
alla formazione del reddito imponibile.

Refining & Marketing

I margini di raffinazione Eni in dollari hanno registrato una significativa flessione nei due periodi in linea con l’andamento del margine di scenario (margine sul Brent -6,5 $/barile nel trimestre, pari all’83,9%; -3,4 $/barile su base annua, -51,8%). 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 ridotto di circa due terzi; (ii) la ripresa delle quotazioni del petrolio in assenza di un apprezzabile recupero dei prezzi dei prodotti finali a causa della debolezza dei fondamentali dell’industria (eccesso di capacita, domanda stagnante, livello delle scorte elevato); (iii) la flessione particolarmente accentuata delle quotazioni del gasolio il cui spread sulla materia prima e ai minimi storici.

Cambio euro/dollaro USA

I risultati dell’anno 2009 sono stati favoriti dal deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (-5,3%). In controtendenza il trimestre che ha registrato un apprezzamento del 12,2% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente.

Sviluppi di portafoglio del 2009

Eni ha continuato ad attuare la propria strategia di crescita, in particolare nei settori Exploration & Production e Gas & Power, attraverso l’ottenimento di progetti giant in Venezuela e Iraq, l’ingresso in nuove aree a elevato potenziale come il Ghana, il perfezionamento di accordi strategici nelle aree core di Russia, Regione del Caspio (Kazakhstan e Turkmenistan) e Africa, il completamento dell’acquisizione di Distrigas e la riorganizzazione dei business regolati Italia.

Venezuela

Il 26 gennaio 2010 Eni e la societa di Stato venezuelana PDVSA hanno siglato un accordo per lo sviluppo congiunto del giacimento giant a olio pesante Junin 5, nella Faja dell’Orinoco, che contiene riserve “in place‘ certificate di 35 miliardi di barili. La produzione e prevista in avvio nel 2013 con un plateau produttivo nella prima fase di 75 mila barili/giorno al 100%, e un plateau di lungo termine di 240 mila barili/giorno. L’accordo, che sara sottoposto alle necessarie ratifiche nei prossimi due mesi, prevede la costituzione di un’Empresa Mixta (Eni 40%, PDVSA 60%) con il contestuale pagamento da parte di Eni di un bonus di $300 milioni. Ulteriori $346 milioni saranno corrisposti al raggiungimento di tappe definite del progetto. L’accordo prevede inoltre la possibilita di impiego di tecnologia Eni di idrogenazione per la conversione degli oli pesanti. Nell’ambito dell’accordo Eni presentera un progetto per la costruzione di una centrale elettrica nella penisola di Guiria.

Iraq

Il 22 gennaio 2010 Eni, capofila con il 32,8% di un consorzio di compagnie internazionali, e le compagnie di stato irachene South Oil Company e Missan Oil Company hanno ratificato il Technical Service Contract per lo sviluppo del giacimento di Zubair, offerto in gara pubblica il 30 giugno 2009. Lo sviluppo, della durata di 20 anni estendibili per ulteriori 5, prevede il raggiungimento progressivo del target di produzione di 1,2 milioni di barili/giorno nel corso dei prossimi sei anni. Il contratto prevede che il consorzio ricevera una remuneration fee calcolata sulla produzione incrementale una volta raggiunto un aumento produttivo del 10% rispetto al livello di produzione corrente, pari a circa 200 mila barili/giorno. Le spese sostenute dal consorzio saranno recuperate attraverso un meccanismo di cost recovery dal valore della produzione del campo.

Russia

La partnership strategica tra Eni e Gazprom, primo produttore mondiale di gas, ha raggiunto nel 2009 il suo 40° anno di attivita. I due partner intendono proseguire nello sviluppo congiunto di progetti nei settori di interesse dell’upstream e del mercato gas. Nel 2009 sono stati definiti importanti accordi di seguito descritti.
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 in forza dell’esercizio della call option da parte della societa russa. Il corrispettivo della cessione di $940 milioni quota Eni e stato incassato relativamente alla 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 di $710 milioni sara versata entro marzo 2010. Il conto economico dell’esercizio ha beneficiato del provento di €100 milioni relativo alla remunerazione pattuita contrattualmente nella misura del 9,4% sul capitale investito inizialmente all’atto dell’acquisizione della joint venture il 4 aprile 2007. I tre partner hanno confermato l’impegno a produrre il primo gas del progetto Samburskoye entro giugno 2011 e a raggiungere il plateau produttivo di 150 mila boe/giorno entro 2 anni.

In base agli accordi tra Italia e Russia del 15 maggio 2009, il progetto di realizzazione del gasdotto South Stream prevede l’ampliamento dello scope of work originario incrementando la capacita di trasporto della pipeline da 31 a 63 miliardi di metri cubi di gas/anno. Eni e Gazprom hanno confermato l’impegno nella prosecuzione dello sviluppo del progetto che, in caso di esito positivo dello studio di fattibilita in corso, realizzera una nuova rotta di importazione del gas dalla Russia, contribuendo in maniera decisiva alla sicurezza e diversificazione degli approvvigionamenti di gas verso l’Europa.  Nel dicembre 2009 Eni e Gazprom hanno firmato un accordo per l’ingresso della compagnia francese EdF nel progetto South Stream. Le condizioni dell’accordo saranno concordate nei prossimi mesi.

Il 7 aprile 2009 Gazprom ha esercitato l’opzione di acquisto del 20% di OAO Gazprom Neft posseduto da Eni sulla base degli accordi contrattuali in essere tra i due partner. Il prezzo di esercizio dell’opzione incassato da Eni il 24 aprile pari a €3.070 milioni corrisponde al prezzo di aggiudicazione in asta ($3,7 miliardi), nell’ambito della liquidazione della societa russa Yukos, detratti i dividendi distribuiti e aumentato della remunerazione finanziaria prevista contrattualmente nella misura del 9,4% annuo maturata fino alla data di pagamento e dei costi accessori di finanziamento. Il conto economico dell’anno ha beneficiato del provento relativo alla remunerazione del capitale investito e recupero costi accessori pari a €172 milioni.

Austria

Il 21 gennaio 2010 Eni ha raggiunto l’accordo per l’acquisizione in Austria di attivita downstream che comprendono una rete di distribuzione di carburanti di 135 impianti, attivita extrarete nonché asset commerciali nel business avio e attivita complementari di logistica e stoccaggio. La transazione e soggetta all’approvazione delle competenti Autorita in materia di concorrenza.

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.

USA

Il 19 giugno 2009 e stata perfezionata l’acquisizione da Quicksilver Resources Inc. della quota del 27,5% degli asset detenuti dalla societa nell’Area “Alliance‘ nel Texas settentrionale dell’estensione di circa 53 chilometri quadrati, contenente riserve di gas shale. Quicksilver mantiene il 72,5% e l’operatorship dell’iniziativa. Il prezzo della transazione e stato di $280 milioni. Nel 2009 la produzione di spettanza Eni proveniente dagli asset acquisiti e stata di 4.000 boe/giorno, che cresceranno a circa 10.000 boe nel 2011.

Indonesia

Nel novembre 2009 Eni si e aggiudicata la quota del 37,8% nella licenza Sanga Sanga, in Indonesia, per la produzione di gas da giacimenti di carbone (coal bed methane). I risultati degli studi preliminari condotti di recente nel blocco stimano un potenziale minerario di circa 111 miliardi di metri cubi che sara accertato attraverso un programma di coltivazione previsto a partire dal 2010.

Egitto

Il 12 maggio 2009 Eni e il Ministero del Petrolio egiziano hanno firmato un accordo che prevede l’estensione di 10 anni della concessione del giacimento giant di Belaym con l’impegno Eni di spesa per $1,5 miliardi nei prossimi 5 anni in investimenti, interventi di ottimizzazione della produzione e costi operativi.

Dismissioni assetE&P

Nell’ambito del processo di ottimizzazione del portafoglio upstream, e stato definito un programma di razionalizzazione delle attivita minerarie in Italia che prevede la cessione di due Newco, Societa Padana Energia SpA e Societa Adriatica Idrocarburi SpA, alle quali sono stati conferiti titoli minerari raggruppati in base alla collocazione geografica: Nord Italia (Pianura Padana ed Emilia Romagna) e Italia Centrale (Marche, Abruzzo, Molise). Sono in corso le trattative di vendita a terzi delle due societa.

Partnership Agreement

Nel 2009, attraverso il modello di cooperazione Eni, sono state definite importanti partnership strategiche con l’obiettivo di integrare il business tradizionale con attivita di sviluppo sostenibile finalizzate a promuovere elevati standard di sviluppo socio-economico, in particolare:
-  nel dicembre 2009 e stato firmato un protocollo d’intesa con il Turkmenistan allo scopo di promuovere e rafforzare la collaborazione nello sviluppo dell’industria petrolifera nel paese. Eni, in collaborazione con l’Agenzia e le compagnie di Stato per gli idrocarburi, condurra studi per valorizzare il potenziale minerario locale, mettendo a disposizione le proprie capacita in termini tecnologici, operativi e di sviluppo sostenibile;
-  un accordo analogo e stato definito nel novembre 2009 con la compagnia petrolifera di Stato kazaka KazMunayGas per l’effettuazione di studi di esplorazione, ottimizzazione dell’utilizzo del gas nel Paese e valutazione di numerose iniziative industriali, tra le quali l’upgrading della raffineria di Pavlodar controllata da KMG;
-  in Angola nel febbraio 2009 con la compagnia petrolifera di Stato Sonangol sono stati definiti progetti di studio di fattibilita dell’utilizzo di gas associato per l’alimentazione di una nuova centrale elettrica e di possibili iniziative nel settore upstream in aree onshore, nonché iniziative nel campo della sostenibilita.
Accordi dai contenuti analoghi sono stati definiti anche in Egitto, Repubblica Democratica del Congo e Pakistan.

Attivita esplorativa

L’attivita esplorativa ha conseguito numerosi successi, in particolare:
-  la grande 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 ai 160 miliardi di metri cubi di gas (pari a 1 miliardo di boe);
-  la scoperta a olio nell’offshore angolano Cabala Norte-1, nel blocco 15/06 che ha erogato in fase di test circa 6.500 barili/giorno prospettandosi come la piu importante scoperta di questo blocco a elevato potenziale.
Altri successi esplorativi sono stati ottenuti nel Golfo del Messico, Mare del Nord e nell’offshore indonesiano.
Il portafoglio di titoli minerari e stato rafforzato con le seguenti acquisizioni:
-  l’operatorship nei permessi esplorativi offshore di Cape Three Point e Cape Three Point South (Eni 47,2%) in Ghana, che segna l’ingresso Eni nel Paese;
-  l’operatorship e la partecipazione del 40% nelle licenze PL 533 e PL 529, nonché la partecipazione del 30% nella licenza PL 532 (operatore StatoilHydro) nel Mare di Barents;
-  la licenza esplorativa del blocco onshore di Sukhpur, in Pakistan, situato in prossimita dell’area di produzione operata di Bhit (Eni 40%).

Proposta di impegni nel settore dei gasdotti internazionali alla Commissione Europea

Il 4 febbraio 2010 Eni ha presentato alla Direzione Generale della Concorrenza della Commissione Europea una serie di impegni di carattere strutturale relativi ad alcuni gasdotti internazionali, per la dismissione delle partecipazioni detenute nel gasdotto tedesco Tenp e in quello svizzero Transitgas, previo il consenso dei rispettivi partner. L’assenso della Commissione chiude definitivamente un’indagine avviata nel maggio 2006, per presunta violazione della normativa sulla concorrenza che ha coinvolto i principali operatori del settore gas europeo. Eni aveva ricevuto una comunicazione di addebiti da parte della Commissione Europea con la quale si attribuiva alla societa la responsabilita di aver limitato, nel periodo 2000-2005, l’accesso da parte di operatori terzi ai gasdotti TAG, Tenp e Transitgas. Considerata la rilevanza strategica del gasdotto TAG, che attraversa l’Austria trasportando il gas russo in Italia, la relativa partecipazione sara trasferita a un soggetto controllato dallo Stato italiano. I rimedi negoziati con la Commissione lasciano inalterati i diritti di trasporto di gas contrattualizzati da Eni.

Evoluzione prevedibile della gestione

Le strategie e gli obiettivi del piano quadriennale 2010-2013 saranno l’oggetto della strategy presentation programmata per il 12 marzo p.v.
Per il 2010, in uno scenario energetico ancora caratterizzato da elevata volatilita, Eni prevede una leggera ripresa dei consumi mondiali di petrolio ed un prezzo medio del marker Brent di 65 $/barile. Anche la domanda europea ed italiana di gas e attesa in leggera ripresa dopo la rilevante flessione dei consumi industriali e termoelettrici registrata nel 2009, contestualmente all’aumento dell’offerta per l’entrata in esercizio di nuova capacita di importazione. Nel business della raffinazione, in assenza di un solido recupero dei fondamentali, i margini rimarranno deboli.
In questo contesto di mercato, le previsioni del management sull’andamento nel 2010 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attivita sono le seguenti:
-  Produzione di idrocarburi: la produzione nel 2010 e prevista su livelli non inferiori al 2009, pari a 1,769 milioni di boe/giorno, assumendo uno scenario Brent di 65 $/bl, lo stesso livello di tagli OPEC del 2009 e le dismissioni in corso. Il contributo di nuovi avvii in particolare in Congo, Norvegia e solo marginalmente del progetto Zubair in Iraq, unitamente alla crescita dei campi avviati nel 2009 principalmente in Nigeria, Angola ed USA, compenseranno il declino dei giacimenti maturi. La crescita riprendera in maniera marcata nel 2011;
-  Vendite di gas mondo: in linea con il livello 2009 (circa 104 miliardi di metri cubi) per aumento della pressione competitiva in particolare in Italia compensata dalla leggera ripresa della domanda gas in Europa, dall’effetto delle azioni di integrazione commerciale con Distrigas e della rinegoziazione di alcuni contratti di fornitura di lungo termine;
-  Business regolati: la performance dei business regolati Italia beneficera della redditivita garantita dai nuovi investimenti e della riduzione dei costi a seguito dell’integrazione della filiera trasporto, stoccaggio e distribuzione;
-  Lavorazioni in conto proprio: i volumi lavorati saranno in linea con il  2009 (34,55 milioni di tonnellate nel 2009). Le lavorazioni sulle raffinerie di proprieta sono previste aumentare a fronte della decisione di cessare i contratti di lavorazione presso raffinerie di terzi, al fine di migliorare il tasso di utilizzo degli impianti Eni. Previste azioni di recupero di efficienza per attenuare l’impatto dello scenario;
-  Vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste sostanzialmente in linea con il 2009 (12,02 milioni di tonnellate nel 2009) in un quadro di consumi stagnanti.  Sono state programmate nuove azioni di marketing per consolidare ulteriormente la leadership sul mercato italiano e lo sviluppo nel resto d’Europa;
-  Ingegneria & Costruzioni: conferma la solidita reddituale grazie alla consistenza del portafoglio ordini.

Nel 2010 sono previsti investimenti tecnici sostanzialmente in linea con il 2009 (€13,69 miliardi nel 2009) e riguarderanno principalmente lo sviluppo delle riserve di idrocarburi, i progetti esplorativi, l’upgrading della flotta di mezzi navali di costruzione e perforazione, nonché il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale. Il management ha in programma le azioni gestionali e di portafoglio necessarie per assicurare un livello di leverage adeguato al mantenimento di un elevato merito di credito.

Altre informazioni

Lo stato dei procedimenti legali di cui al paragrafo “garanzie, impegni e rischi‘ ai punti i) e ii) del “contenzioso civile ed 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 sara aggiornato nella sezione “contenziosi legali‘ della relazione finanziaria annuale 2009 che sara approvata dal CDA dell’11 marzo 2010. Ad oggi non sono state registrate evoluzioni tali da rendere probabili o oggettivamente determinabili i potenziali impatti sul conto economico. Quale evoluzione significativa va segnalata relativamente al contenzioso antitrust, la presentazione avvenuta il 4 febbraio 2010 alla Direzione Generale della Concorrenza della Commissione Europea di una serie di impegni di carattere strutturale relativi ad alcuni gasdotti internazionali come descritto nella sezione “Sviluppi di Portafoglio‘ a pag. 6.

Il presente comunicato stampa redatto su base volontaria in linea con le best practices di mercato illustra i risultati consolidati del quarto trimestre e dell’anno 2009, non sottoposti a revisione contabile. 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 quarto trimestre 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 quarto trimestre e all’esercizio 2009 e al quarto trimestre e all’esercizio 2008. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 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 del quarto trimestre non possono essere estrapolati su base annuale. Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe e il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di portafoglio) e la produzione dell’anno. Un valore del tasso di rimpiazzo delle riserve superiore al 100% indica che nell’anno le promozioni a riserve certe sono state superiori ai volumi di riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve e utilizzato dal management per valutare la capacita dell’impresa di sostenere gli attuali livelli produttivi attraverso il rimpiazzo della produzione dell’anno con nuove riserve certe. Il tasso di rimpiazzo delle riserve non puo essere considerato un indicatore delle performance produttive future perché l’evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosita e incertezza in relazione ad una molteplicita di fattori, tra cui: il successo nello sviluppo di nuovi giacimenti, il completamento delle infrastrutture, l’impatto delle regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, rischi geopolitici, rischi geologici, rischi ambientali, l’evoluzione dei prezzi del petrolio e del gas naturale.

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Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2009 (non sottoposti a revisione contabile) e disponibile sul sito internet Eni all’indirizzo www.eni.com