Eni annuncia i risultati del primo trimestre 2010

Roma, 23 aprile 2010 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato oggi i risultati consolidati del primo trimestre 2010¹ (non sottoposti a revisione contabile).

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Nel primo trimestre 2010 Eni ha conseguito solidi risultati operativi e finanziari in un contesto di mercato ancora difficile. Continuiamo ad investire per la crescita e a migliorare il livello di efficienza con l'obiettivo di creare valore per gli azionisti."

Highlight finanziari

(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. 20.
(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 di €4,33 miliardi e aumentato del 15,4% rispetto al primo trimestre 2009 per effetto dell'ottima performance del settore Exploration & Production, guidata dalla ripresa del prezzo del petrolio e dalla crescita produttiva. Il settore Petrolchimica ha dimezzato le perdite operative. Questi effetti positivi sono stati parzialmente attenuati dalla flessione dell'utile registrata dai settori Refining & Marketing e Gas & Power.

Utile netto adjusted
L'utile netto adjusted di €1,82 miliardi e aumentato del 3,6% per effetto del miglioramento della performance operativa, parzialmente attenuato dall'aumento del tax rate adjusted (dal 49% al 53%).

Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici di €2,78 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.

Cash flow
Il flusso di cassa netto da attivita operativa di €4,55 miliardi e gli incassi da dismissioni di €729 milioni hanno consentito di coprire i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €2,78 miliardi e di ridurre l'indebitamento finanziario netto² di €2 miliardi rispetto a fine 2009 a €21,05 miliardi, nonostante differenze negative di cambio di circa €370 milioni.

Indici di performance finanziaria
Il ROACE ³ calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 31 marzo 2010 e del 9,1%. Il leverage ³ – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – passa dallo 0,46 al 31 dicembre 2009 allo 0,39 al 31 marzo 2010.

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

Highlight operativi e di scenario

Exploration & Production
Produzione di idrocarburi: 1,816 milioni di boe/giorno con una crescita del 2,1% dovuta agli incrementi produttivi registrati in Nigeria, Congo e Usa, e al contributo degli avvii effettuati nel 2009. Questi fattori positivi sono stati parzialmente compensati dall'effetto netto dei minori entitlement nei Production Sharing Agreement (PSA) dovuti all'aumento del prezzo e del minore impatto dei tagli OPEC, nonché dalle fermate di impianti per problemi tecnici e dai declini delle produzioni mature in particolare nel Mare del Nord.

Prezzi medi di realizzo
Il prezzo medio di realizzo del petrolio equity e aumentato del 68,5% per effetto della ripresa delle quotazioni del marker di mercato Brent (+71,7% rispetto al primo trimestre 2009). In controtendenza i prezzi di realizzo del gas naturale per effetto dei time-lag di indicizzazione ai parametri energetici e della debolezza della domanda. 

Gas & Power
Vendite di gas mondo: 30,51 miliardi di metri cubi, in diminuzione del 5,7%. La performance e stata influenzata dalla contrazione delle vendite in Italia (-2,34 miliardi di metri cubi pari al 17,7%) dovuta alla maggiore pressione competitiva nei segmenti termoelettrico, grossisti e industriale. Le vendite all'estero evidenziano un incremento del 2,6% dovuto alla crescita organica ottenuta in Nord Europa, Francia e Belgio.

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 -2,94 $/barile nel trimestre, pari al 55,1%). La flessione risente del perdurare delle condizioni di debolezza dei fondamentali dell'industria, in particolare della ripresa del costo della carica petrolifera in assenza di un apprezzabile recupero dei prezzi dei prodotti finali a causa dell'eccesso di capacita, della domanda stagnante e dell'elevato livello delle scorte.

Cambio euro/dollaro USA
I risultati del trimestre sono stati influenzati dal sensibile apprezzamento del cambio euro/dollaro (6,3%) che penalizza in particolare i risultati delle consociate estere del settore Exploration & Production che utilizzano il dollaro come moneta funzionale.

Sviluppi di portafoglio

Venezuela
È stato perforato con successo il pozzo Perla 2, situato nel permesso Cardón IV, nell'offshore del Golfo del Venezuela. I risultati della perforazione incrementano del 30% la stima delle risorse del giacimento con un ulteriore potenziale di crescita da definire con i prossimi pozzi. Perla si conferma quindi come uno dei piu grossi giacimenti a gas scoperti al mondo negli ultimi anni, e il maggiore in Venezuela.

Angola
Sono state effettuate due nuove scoperte a olio nel Blocco offshore 15/06 (Eni e operatore, 35%) con i pozzi esplorativi Nzanza-1 e Cinguvu-1. In fase di test, i due pozzi hanno erogato una portata superiore rispettivamente a 1.600 barili/giorno e a 6.400 barili/giorno.

Russia
Nell'ambito della cessione del 51% della joint-venture Eni-Enel OOO SeverEnergia a Gazprom in forza dell'esercizio della call option da parte della societa russa avvenuto il 24 settembre 2009, il 31 marzo 2010 Eni ha incassato la seconda tranche della transazione pari a €526 milioni (al cambio euro/dollaro di transazione pari a 1,35 corrispondenti a circa 710 milioni di dollari, circa il 75% dell'ammontare complessivo).

Principali avvii produttivi

In linea con i piani produttivi e stata avviata la produzione del giacimento a gas Annamaria B (Eni operatore 90%) fra l'Italia e la Croazia con circa 800 mila metri cubi/giorno. Il plateau produttivo e previsto pari a 1,2 milioni di metri cubi al  giorno (7.500 barili di olio equivalente).
Altri avvii sono stati conseguiti in Algeria, Cina e Congo.

Evoluzione prevedibile della gestione

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 76 dollari/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 in leggero aumento rispetto al 2009, pari a 1,769 milioni di boe/giorno, assumendo uno scenario Brent di 76 dollari/barile, lo stesso livello di tagli OPEC del primo trimestre 2010 e le dismissioni in corso. Il contributo di nuovi avvii in particolare in Italia, Algeria, Norvegia e solo marginalmente del progetto Zubair in Iraq, unitamente alla crescita dei campi avviati nel 2009 principalmente in Nigeria, Angola ed USA, piu che compenseranno il declino dei giacimenti maturi.
• Vendite di gas mondo: in leggera flessione rispetto al livello 2009 (circa 104 miliardi di metri cubi) per aumento della pressione competitiva in particolare in Italia parzialmente compensata dalla leggera ripresa della domanda gas in Europa, dall'effetto delle azioni di integrazione commerciale con Distrigas e della ottimizzazione del portafoglio di approvvigionamento compresa la rinegoziazione dei 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 sono previsti 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.

Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2010, 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 sono fornite con riferimento al primo trimestre 2010 e al primo e al quarto trimestre 2009. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 marzo 2010, e al 31 dicembre 2010. 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. 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 quelli adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2009, per la cui descrizione si fa rinvio, fatta eccezione per i principi contabili internazionali entrati in vigore a partire dal 1° gennaio 2010 illustrati nella sezione del Relazione finanziaria annuale 2009 "Principi contabili e interpretazioni emessi dallo IASB/IFRIC e omologati dalla Commissione Europea" a cui si rinvia. L'applicazione di detti principi non ha prodotto effetti ad eccezione delle disposizioni dell'interpretazione IFRIC 12 "Accordi per servizi in concessione" (di seguito "IFRIC 12") che definisce i criteri di rilevazione e valutazione da adottare per gli accordi tra settore pubblico e privato relativi allo sviluppo, finanziamento, gestione e manutenzione di infrastrutture in regime di concessione. In particolare, nei casi in cui il soggetto concedente controlli l'infrastruttura, regolando/controllando le caratteristiche dei servizi forniti, i prezzi applicabili e mantenendo un interesse residuo sull'attivita, il concessionario rileva il diritto all'utilizzo della stessa ovvero un'attivita finanziaria in funzione delle caratteristiche degli accordi in essere. In considerazione degli accordi in essere nel Gruppo, l'applicazione dell'IFRIC 12 comporta la classificazione delle infrastrutture in concessione tra le attivita immateriali; nello stato patrimoniale al 31 dicembre 2009 posto a confronto, il valore netto contabile delle infrastrutture relative agli accordi in concessione ex IFRIC 12 (3.412 milioni di euro) e stato riclassificato dalla voce "Immobili, impianti e macchinari" alle voce "Attivita immateriali". Tenuto conto della struttura tariffaria dei servizi resi in concessione e in assenza di benchmark di riferimento, non e possibile enucleare in modo attendibile un margine per l'attivita di costruzione/potenziamento dell'infrastruttura e pertanto gli investimenti sono rilevati come lavori in corso su ordinazione in misura pari ai costi sostenuti. Il processo di ammortamento delle attivita relative agli accordi per servizi in concessione e rimasto invariato e continua ad essere operato considerando le modalita attese di ottenimento dei benefici economici futuri derivanti dall'utilizzo e dal valore residuo dell'infrastruttura, cosi come previsti dal quadro normativo di riferimento.
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 primo trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.

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Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2010 (non sottoposti a revisione contabile) e disponibile sul sito internet Eni all'indirizzo eni.com.