PRICE SENSITIVE
Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni annuncia i risultati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2010

16 febbraio 2011 7:45 AM CET


San Donato Milanese, 16 febbraio 2011 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2010 (non sottoposti a revisione contabile).

Highlight finanziari

  • Utile operativo adjusted: €4,74 miliardi nel trimestre (+28%); €17,3 miliardi nel 2010 (+31,9%)
  • Utile netto adjusted: €1,72 miliardi nel trimestre (+23,6%); €6,87 miliardi nel 2010 (+31,9%)
  • Utile netto: €0,55 miliardi nel trimestre (+40,2%); €6,32 miliardi nel 2010 (+44,7%)
  • Cash flow: €3,15 miliardi nel trimestre; €14,69 miliardi nel 2010
  • Dividendo proposto: €1,00 per azione di cui €0,50 già distribuiti come acconto

Highlight operativi

  • Produzione di idrocarburi: 1,954 milioni di barili/giorno nel trimestre, in crescita del 2% rispetto al quarto trimestre 2009 su base omogenea 1 (+1,1% su base annua)
  • Stima preliminare delle riserve certe a fine anno: 6,84 miliardi di barili con il riferimento Brent a $79/barile. Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve 125% su base omogenea 1
  • Vendite di gas: +1,3% a 28,76 miliardi di metri cubi nel trimestre (-6,4% su base annua)
  • Junin 5 Venezuela: costituita "Empresa Mixta" (Impresa Mista) per lo sviluppo del giant con first oil atteso nel 2013
  • Giant Zubair Iraq: nel quarto trimestre conseguita la prima iscrizione della produzione
  • Giant Perla: confermata dall’appraisal come la più importante scoperta a gas del Venezuela con volumi di gas in place di 400 miliardi di metri cubi
  • Polonia: acquisite le licenze per l’esplorazione di aree ad alto potenziale di shale gas
  • Ecuador: rinnovato il contratto di servizio per il giacimento Villano con l’estensione all’area di scoperta di Oglan
  • Realizzati i 12 avvii di giacimenti pianificati per il 2010


Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Nel 2010 Eni ha conseguito risultati operativi e finanziari tra i migliori del suo peer group. In E&P, dove abbiamo registrato una produzione record, abbiamo posto le basi per la nostra futura crescita grazie all’ingresso in nuovi Paesi: Togo, Repubblica Democratica del Congo, Polonia. Abbiamo anche rafforzato la posizione in aree di nostra tradizionale presenza, quali Venezuela e Iraq, dove vediamo prospettive di alto potenziale produttivo. Eni, grazie al suo eccellente posizionamento strategico, continuerà a generare risultati al top dell’industria e a creare valore per gli azionisti."

(1) Con esclusione dell’impatto dell’aggiornamento del coefficiente di conversione del gas naturale. Per ulteriori informazioni vedi pag. 8.

 

Highlight finanziari

IV trim.
2009

III trim.
2010

IV trim.
2010

Var. % IV trim.
10 vs. 09

RISULTATI ECONOMICI    

(€ milioni)

Esercizio 

Var. %

2009

2010

2.466

4.084

2.875

16,6

Utile operativo

 

12.055

16.111

33,6

3.702

4.106

4.739

28,0

Utile operativo adjusted (a) 

 

13.122

17.304

31,9

391

1.724

548

40,2

Utile netto(b)

4.367

6.318

44,7

0,11

0,48

0,15

36,4

- per azione (€) (c) 

 

1,21

1,74

43,8

0,33

1,24

0,41

24,2

- per ADR ($) (c) (d) 

 

3,36

4,62

37,5

1.394

1.699

1.723

23,6

Utile netto adjusted (a) (b) 

5.207

6.869

31,9

0,38

0,47

0,48

26,3

- per azione (€) (c) 

1,44

1,90

31,9

1,12

1,21

1,30

16,1

- per ADR ($) (c) (d) 

4,01

5,04

25,7


(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. 29.
(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.

Utile operativo adjusted
Nel quarto trimestre 2010 l’utile operativo adjusted è stato di €4,74 miliardi con un aumento del 28% rispetto al quarto trimestre 2009. L’utile operativo adjusted dell’intero esercizio è stato di €17,3 miliardi (+31,9% rispetto al 2009). L’incremento è dovuto principalmente all’eccellente risultato del settore Exploration & Production (+43,7% e +46,4% rispettivamente nel trimestre e nell’anno), che ha beneficiato della ripresa del prezzo del petrolio e dell’apprezzamento del dollaro. Rilevante anche il contributo del settore Ingegneria & Costruzioni con incrementi del 33,1% e 18,4% sul trimestre e sull’anno. I settori downstream raffinazione e Petrolchimica hanno registrato importanti miglioramenti della gestione per effetto di più favorevoli condizioni di mercato. Questi trend positivi sono stati parzialmente compensati dalla rilevante riduzione del risultato Gas & Power a causa della forte pressione competitiva che ha penalizzato i margini unitari e nei tre trimestri precedenti le vendite di gas.

Utile netto adjusted
Nel quarto trimestre 2010 l’utile netto adjusted è stato di €1,72 miliardi con un aumento del 23,6% rispetto al quarto trimestre 2009. L’utile netto dell’intero 2010 è stato di €6,87 miliardi (+31,9% rispetto al 2009). L’incremento riflette il miglioramento della performance operativa in entrambi i reporting period, parzialmente compensato dall’incremento di 2 punti percentuali del tax rate consolidato nel trimestre (+0,8 punti percentuali su base annua).

Investimenti tecnici
Nel quarto trimestre 2010 gli investimenti tecnici di €3,9 miliardi (€13,9 miliardi nel 2010) 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
Nel quarto trimestre 2010 il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di €3.146 milioni (€14.694 milioni nell’anno), beneficiando del contributo di operazioni di cessione pro-soluto di crediti commerciali con scadenza 2011 per l’ammontare di €1.279 milioni. In negativo ha inciso sul flusso di cassa operativo il pagamento di debiti verso i fornitori di gas per effetto dell’attivazione della clausola take-or-pay prevista dai relativi contratti per circa €937 milioni (€1.238 milioni nell’anno). Il flusso di cassa delle dismissioni è stato di €211 milioni (€1.113 milioni nell’anno). Tali flussi hanno consentito di coprire parte dei fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici del periodo di €3.912 milioni (€13.870 milioni nell’anno) e, nell’intero esercizio, al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni (€3.622 milioni che comprende il saldo dividendo 2009 e l’acconto 2010) e agli azionisti di minoranza di altre società consolidate (€514 milioni). Al 31 dicembre 2010 l’indebitamento finanziario netto 2 ammonta a €26.119 milioni, che rappresenta un incremento di €858 milioni rispetto al 30 settembre 2010 e di €3.064 milioni rispetto al 31 dicembre 2009.

(2) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 38.


Indici di performance finanziaria
Il leverage 3 - rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – è pari a 0,47 al 31 dicembre 2010 (0,46 al 31 dicembre 2009).
Il ROACE 3 calcolato su base adjusted al 31 dicembre 2010 è del 10,7% (9,2% al 31 dicembre 2009).

Dividendo 2010
Il Consiglio di Amministrazione intende proporre all’Assemblea degli azionisti la distribuzione di un dividendo di €1,00 per azione 4 (€1,00 nel 2009) di cui €0,50 distribuiti nel settembre 2010 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di €0,50 per azione sarà messo in pagamento a partire dal 26 maggio 2011 con stacco cedola il 23 maggio 2011.


Highlight
operativi e di scenario

IV trim.
2009

III trim.
2010

IV trim.
2010

Var. % IV trim.
10 vs. 09

PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI

 

Esercizio 

Var. %

2009

2010

1.886

1.705

1.954

n.m.

Produzione di idrocarburi  (a)

(migliaia di boe/giorno)

1.769

1.815

n.m.

1.886

1.679

1.924

2,0

Produzione di idrocarburi al netto dell’aggiornamento
del coefficiente
di conversione del gas

1.769

1.789

1,1

1.073

948

1.049

(2,2)

- Petrolio

(migliaia  di barili/giorno)

1.007

997

(1,0)

132

119

142

7,6

- Gas naturale

(milioni di metri cubi/giorno)

124

129

4,0

28,39

18,60

28,76

1,3

Vendite gas mondo

(miliardi  di metri cubi)

103,72

97,06

(6,4)

1,82

1,19

1,52

(16,5)

di cui: vendite E&P in Europa
e nel Golfo del Messico

 

6,17

5,65

(8,4)

9,42

10,70

10,23

8,6

Vendite di energia elettrica

(terawattora)

33,96

39,54

16,4

3,00

3,19

2,92

(2,7)

Vendite di prodotti petroliferi rete Europa

(milioni  di tonnellate)

12,02

11,73

(2,4)


(a) Dal 1° aprile 2010, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00636 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00615 barili di petrolio). Per maggiori informazioni vedi pag. 8.

Exploration & Production
Nel quarto trimestre 2010 la produzione di idrocarburi reported ha conseguito il livello record di 1,954 milioni di boe/giorno (1,815 milioni di boe/giorno nel 2010), calcolata sulla base del coefficiente di conversione del gas aggiornato in ragione di 1.000 metri cubi equivalenti a 6,36 barili a partire dal 1° aprile 2010 (in precedenza 6,15 barili; per maggiori informazioni v. nota metodologica a pag. 8). Su base omogenea, escludendo cioè gli effetti dell’aggiornamento del coefficiente di conversione del gas, la produzione evidenzia una crescita del 2% nel trimestre, e dell’1,1% ad anno intero. I driver della crescita sono stati gli avvii delle produzioni di 12 giacimenti, in particolare lo start-up del giacimento Zubair in Iraq nel trimestre, che hanno contribuito complessivamente per 90 e 40 mila boe/giorno nel trimestre e nell’anno, parzialmente assorbiti dai declini di giacimenti maturi. L’effetto netto di minori entitlement nei Production Sharing Agreement (PSA) dovuti all’aumento del prezzo del petrolio, minori ritiri di gas in Libia a causa dell’oversupply nel mercato europeo ad anno intero e il venir meno dei tagli OPEC hanno inciso in negativo per circa 7 mila boe/giorno ad anno intero e in positivo per circa 10 mila boe/giorno nel trimestre.

Gas & Power
Nel quarto trimestre 2010 le vendite di gas sono state di 28,76 miliardi di metri cubi con un aumento dell’1,3% rispetto al quarto trimestre 2009. La performance dei mercati europei (+1,11 miliardi di metri cubi, pari all’8,3%) è stata trainata dalla crescita organica ottenuta in mercati chiave come Nord Europa (inclusa UK), Francia e Penisola Iberica e dalle maggiori vendite spot presso gli hub continentali. In Italia la crescita dei volumi (+0,54 miliardi di metri cubi, pari al 5,4%) è dovuta alle maggiori vendite spot stagionali, al recupero di clienti essenzialmente nel segmento grossista e a una buona performance in termini di consumi dei clienti industriali in portafoglio. Tali incrementi sono stati in parte compensati dai minori ritiri degli importatori in Italia (-34,8%) a causa dell’eccesso di offerta di gas.

Su base annua, le vendite di gas (97,06 miliardi di metri cubi) hanno registrato una flessione del 6,4% rispetto al 2009 a causa della rilevante contrazione dei volumi commercializzati in Italia in quasi tutti i canali (-5,75 miliardi di metri cubi, pari a -14,4%), legata all’auto-approvvigionamento di gas da parte dei clienti termoelettrici e all’intensa pressione competitiva nel segmento industriale alimentata dall’eccesso di offerta e dalla contenuta dinamica della domanda, nonché alla riduzione delle forniture agli importatori (-2,04 miliardi di metri cubi, -19,5%). I mercati europei hanno evidenziato una buona tenuta (+1,11 miliardi di metri cubi, pari a +2,5%) con andamenti diversi tra aree di consumo: in crescita Nord Europa (inclusa UK), Francia, Germania e Penisola Iberica in flessione la Turchia, il Belgio e l’Ungheria.

(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. 38 e pag. 39.
(4) Al dividendo non compete alcun credito d’imposta e, a seconda dei percettori, è 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 permangono su livelli non remunerativi a causa dei deboli fondamentali dell’industria (domanda stagnante, eccesso di capacità, elevati livelli delle scorte) e dell’elevato costo delle materie prime. Nel quarto trimestre 2010 il margine indicatore Brent è stato di 2,74 $/barile (2,66 $/barile su base annua) in miglioramento rispetto ai valori particolarmente depressi del quarto trimestre 2009 (+1,5 $/barile, pari al 121%; -0,5 $/barile su base annua, pari al -15%). I margini realizzati da Eni nello stesso periodo sono stati superiori al benchmark di mercato, beneficiando della riapertura del differenziale di quotazione tra greggi leggeri e pesanti nell’area del Mediterraneo (+0,9 $/barile il differenziale Ural-Brent) e dal rafforzamento del premio del gasolio rispetto all’olio combustibile. Entrambi i fattori hanno favorito la redditività delle raffinerie a elevata conversione del sistema Eni, i cui effetti sono stati in parte assorbiti dagli elevati costi variabili conseguenti all’apprezzamento dell’olio combustibile.
Nel quarto trimestre 2010 le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia hanno registrato una flessione del 4% (-4,4% su base annua) a causa del calo dei consumi e dell’accresciuta pressione competitiva che ha determinato una contrazione di circa 0,8 punti percentuali della quota di mercato (30,4% nel quarto trimestre 2010). Le vendite nei mercati europei hanno seguito un trend positivo (+1,4% e +3,7% rispettivamente nel trimestre e su base annua) beneficiando dell’acquisizione di una rete di stazioni di servizio in Austria perfezionata nella seconda metà dell’anno, e di incrementi dell’erogato in alcuni Paesi dell’est europeo, in Germania e in Francia.

Cambio euro/dollaro USA
I risultati del quarto trimestre e dell’esercizio 2010 sono stati favoriti dal deprezzamento del cambio euro/dollaro (-8,1% nel trimestre; -4,7% su base annua).

Sviluppi di business

Nel 2010 Eni ha continuato ad attuare la propria strategia di crescita in particolare nel settore Exploration & Production, ponendo le basi per una nuova fase di sviluppo della compagnia. è stata rafforzata la presenza in due Paesi dalle enormi potenzialità minerarie: il Venezuela con la firma degli accordi di sfruttamento del giant Junin 5 e la scoperta del maxi-giacimento offshore a gas Perla; l’Iraq con il conseguimento delle milestone di sviluppo del giant a olio Zubair. Il 2010 segna l’ingresso di Eni in nuovi Paesi a elevato potenziale quali Repubblica Democratica del Congo, Togo e, nel settore delle unconventional, Polonia. Nel settore Gas & Power è stata consolidata la presenza nel mercato francese e rinnovata la partnership strategica con Gazprom. Il portafoglio è stato razionalizzato con la cessione di attività non strategiche.

Venezuela
Nel novembre 2010 Eni e la società di Stato PDVSA hanno firmato i contratti per lo sviluppo del giacimento giant di olio pesante Junin 5, nella Faja dell’Orinoco, che contiene volumi di olio in place certificati di 35 miliardi di barili. Il first oil è atteso nel 2013 al livello iniziale di 75 mila barili/giorno; il plateau produttivo di 240 mila barili/giorno è atteso nel 2018. L’iniziativa prevede la realizzazione di una raffineria che consentirà di processare la produzione del campo.
L’attività di appraisal eseguita nel corso dell’anno ha confermato il giacimento Perla una delle maggiori scoperte a gas degli ultimi anni e la maggiore di sempre in Venezuela, con volumi di gas in place pari a oltre 400 miliardi di metri cubi. Il giacimento Perla è situato nel blocco Cardón IV nell’offshore del Venezuela operato da una joint venture paritetica con una compagnia petrolifera internazionale. I due partner stanno pianificando lo sviluppo della scoperta in modalità early production per ridurre il time-to-market, con avvio entro il 2013 con portata iniziale di 10 milioni di metri cubi/giorno. La compagnia di Stato PDVSA ha il diritto di opzione sul 35% dell’iniziativa di sviluppo.

Iraq
Nell’ambito dello sviluppo del giant Zubair, Eni nel quarto trimestre ha iniziato il recupero dei costi per le attività svolte nel campo e il riconoscimento della remuneration fee con l’ottenimento del target incrementale (+10%) della produzione iniziale di circa 180 mila barili/giorno. Eni con il 32,8% è capofila del consorzio che svilupperà il giacimento per il periodo di 20 anni con target produttivo di 1,2 milioni di barili/giorno nel corso dei prossimi sei anni.

Alaska
Nel febbraio 2011 è stata avviata la produzione del giacimento Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%), nell’offshore dell’Alaska, nell’area del North Slope, che contiene risorse di 220 milioni di barili. Il picco produttivo è stimato in 28 mila barili/giorno.

Angola
Nel gennaio 2011 Eni si è aggiudicata il diritto per l’esplorazione e il ruolo di operatore del Blocco 35 nell’offshore profondo angolano, con una quota del 30%. Il contratto prevede la perforazione di 2 pozzi e la realizzazione di rilievi sismici tridimensionali da effettuarsi nei primi 5 anni di attività esplorativa. L’operazione è soggetta ad approvazione da parte delle competenti autorità.

Cina
Nel gennaio 2011 Eni e Petrochina hanno firmato un Memorandum of Understanding per promuovere iniziative congiunte nello sviluppo degli idrocarburi convenzionali e non convenzionali in Cina e all’estero. L’accordo prevede l’applicazione di tecnologie avanzate nell’ambito dello sfruttamento di risorse non convenzionali.

Ecuador
Nel novembre 2010 Eni e il governo dell’Ecuador hanno rinnovato i termini del contratto di servizio del giacimento a olio Villano che scade nel 2023. L’accordo prevede l’estensione dell’area operata con l’inclusione della scoperta a olio di Oglan, con volumi in place di 300 milioni di barili, il cui sviluppo avverrà in sinergia con le facility produttive installate.

Repubblica Democratica del Congo
Nell’agosto 2010 con la ratifica da parte delle competenti autorità del Paese, Eni ha acquisito dalla società britannica Surestream Petroleum la quota del 55% e l’operatorship nel blocco esplorativo onshore Ndunda, nella Repubblica Democratica del Congo.

Togo
Nell’ottobre 2010 Eni si è aggiudicata con una quota del 100% e il ruolo di operatore i Blocchi esplorativi offshore 1 e 2 nell’area del Dahomey Basin, nell’ambito degli accordi con le Autorità del Togo per lo sfruttamento delle risorse minerarie offshore del Paese. L’area interessata è relativamente inesplorata ed è contigua al Tano Basin dove si sono registrate importanti scoperte.

Polonia
Nel dicembre 2010 Eni ha acquisito la società Minsk Energy Resources, titolare di tre licenze esplorative nel bacino baltico in Polonia relative ad aree a elevato potenziale di shale gas. L’inizio delle operazioni di perforazione è previsto nella seconda metà del 2011. L’accordo segna l’ingresso di Eni nel settore del gas non convenzionale europeo, in linea con la strategia di espansione nel settore delle risorse non convenzionali.

Firmata l’estensione dello strategic agreement con Gazprom
Nel dicembre 2010 Eni e Gazprom hanno firmato l’estensione fino al 2012 dello strategic agreement del 2006 che consolida la partnership di lungo termine tra le due società nella realizzazione di progetti comuni nel midstream e downstream gas, nell’upstream e nella cooperazione tecnologica.

Francia
Nel dicembre 2010 Eni ha incrementato al 55,2% la propria partecipazione azionaria in Altergaz, società che commercializza gas principalmente nei segmenti retail e middle in Francia, rilevando circa il 15% in mano ai soci fondatori che hanno esercitato il put option right. Per effetto dell’operazione Eni acquisisce il controllo della società.

Attività esplorativa
Nel 2010 l’attività esplorativa ha conseguito numerosi successi. Oltre alla già citata scoperta giant di Perla,
si evidenziano i principali successi:
(i) a olio di Cabaca South East e Mpungi nel Blocco offshore 15/06 (Eni operatore con il 35%) in Angola;
(ii) a gas e condensati di Culzean (Eni 16,9%) nell'offshore del Regno Unito;
(iii) a gas di Jangkrik (Eni 55%) in Indonesia;
(iv) a olio di Fossekall (Eni 11,5%) e di Flyndretind (Eni 29,4 %) nell'offshore in Norvegia;
(v) a gas di El Qara North (Eni 75%) e a olio di Arcadia (Eni 56%) entrambi nell’onshore egiziano, già avviati in produzione;
(vi) a olio di Tuomo 4 (Eni 20%) in Nigeria.

Razionalizzazione del portafoglio

Cessione della Società Padana Energia
Nell’ambito del processo di ottimizzazione del portafoglio upstream, il 19 ottobre 2010 è stata perfezionata la cessione a Gas Plus del 100% di Padana Energia, società titolare di permessi di esplorazione, sviluppo e produzione nel Nord Italia.

Cessione della partecipazione in Gas Brasiliano Distribuidora
Nel maggio 2010 è stato firmato con un’affiliata di Petrobras il contratto preliminare di compravendita della Gas Brasiliano Distribuidora, società interamente controllata da Eni titolare della concessione di distribuzione e vendita del gas in un’area dello Stato di San Paolo, Brasile. Il contratto è in attesa di ratifica da parte delle competenti autorità brasiliane.

Cessione del 25% del capitale sociale di GreenStream BV
Nell’aprile 2010 è stato ceduto alla compagnia di Stato libica NOC (National Oil Corporation) il 25% e il controllo della GreenStream BV, la società che possiede e gestisce il gasdotto di importazione del gas naturale dalla Libia all’Italia.

Cessione dei gasdotti internazionali

Sono in corso le procedure di dismissione delle partecipazioni Eni nei gasdotti di importazione dal Nord Europa e dalla Russia TENP/Transitgas e TAG nell’ambito degli impegni concordati il 29 settembre 2010 con la Commissione Europea per chiudere senza accertamento dell’illecito e, quindi, senza sanzioni, un procedimento antitrust avente ad oggetto asseriti comportamenti anticoncorrenziali nel mercato europeo del gas a carico Eni.

Proposta Eni al Ministero dell’Ambiente per una transazione globale in materia ambientale

Eni, per sé e per conto di alcune società controllate (tra cui in particolare Syndial), ha presentato al Ministero dell’Ambiente un’istanza volta ad attivare la procedura per la stipula di una transazione globale relativa a nove siti di interesse nazionale (Priolo, Napoli Orientale, Brindisi, Pieve Vergonte, Cengio, Crotone, Mantova, Porto Torres e Gela), nei quali le società hanno avviato, in qualità di proprietari incolpevoli di alcune aree industriali, interventi di bonifica e riparazione ambientale. La proposta è volta a favorire gli interventi ambientali e la chiusura del contenzioso attualmente pendente in materia di bonifica e di danno ambientale.
La struttura della proposta transattiva include: i) una transazione globale in materia ambientale prevista dall’art. 2 del decreto legge 208 del 2008 (per i siti di Pieve Vergonte, Cengio, Crotone, Mantova, Porto Torres e Gela); ii) l’adesione ad accordi di programma già stipulati dalle parti pubbliche e aperti all’adesione delle imprese (per i siti di Priolo, Brindisi e Napoli Orientale) e iii) la definizione del pendente contenzioso civile per danno ambientale per il sito di Pieve Vergonte.

In sintesi, con la proposta presentata Eni e le controllate:

  • quantificano in €600 milioni gli investimenti a carattere ambientale previsti nel piano industriale 2011-2014 che concorreranno alla maggiore efficienza e compatibilità energetica ed ambientale dei propri impianti;
  • ribadiscono l’impegno alla realizzazione di progetti di bonifica nelle aree di proprietà per un valore complessivo di €1.250 milioni;
  • si rendono disponibili al versamento al Ministero dell’Ambiente di €450 milioni a titolo di contributo per gli interventi di bonifica delle aree di proprietà pubblica esterne alle aree di proprietà Eni e delle controllate;
  • offrono la devoluzione gratuita alle amministrazioni competenti di aree industriali per favorire programmi di sviluppo dei territori interessati.

La proposta di transazione globale, presentata a seguito di approfonditi e protratti contatti con la parte pubblica, ha determinato uno stanziamento straordinario al fondo rischi ambientali di €1.109 milioni e per effetto della fiscalità relativa un minor utile netto di €783 milioni. Trattandosi di uno stanziamento non si determinano effetti sull’indebitamento finanziario netto di fine periodo. Nel caso si perfezioni la transazione globale, l’erogazione dei fondi stanziati avverrà progressivamente con il raggiungimento degli accordi attuativi previsti per i singoli siti.
La presentazione dell’istanza da parte di Eni avvia, per la prima volta dall’approvazione della norma, un procedimento complesso, secondo il quale il Ministero dell’Ambiente sarà chiamato a predisporre uno schema di transazione che sarà sottoposto, tra l’altro, ai pareri preliminari tecnici e giuridici. Lo schema sarà successivamente pubblicato da parte del Ministero dell’Ambiente ed esaminato in una Conferenza di Servizi a cui parteciperanno i soggetti pubblici coinvolti (come le regioni e gli enti locali). Infine, dopo la sottoscrizione da parte dell’azienda, il testo sarà sottoposto alla deliberazione finale del Consiglio dei Ministri.

Evoluzione prevedibile della gestione

Le strategie e gli obiettivi del piano quadriennale 2011-2014 saranno l’oggetto della strategy presentation programmata per il 10 marzo p.v.
L’outlook 2011 si presenta ancora caratterizzato da incertezza e volatilità, sebbene in un quadro di progressivo rafforzamento dell’attività economica globale. Le quotazioni del petrolio sono attese in un trend solido sostenuto da una certa ripresa della domanda; per le finalità di pianificazione degli investimenti e di proiezione economico-finanziaria Eni assume un prezzo medio annuo del marker Brent di 70 $/barile. è prevista proseguire l’attuale fase depressa del mercato europeo del gas dove la contenuta dinamica della domanda non è in grado di assorbire l’eccesso di offerta esistente. I margini di raffinazione sono attesi permanere su livelli non remunerativi a causa dei fattori di debolezza strutturale dell’industria e dell’elevato costo della carica. Le previsioni del management sull’andamento nel 2011 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività sono le seguenti:

  • Produzione di idrocarburi: la produzione 2011 è prevista in leggera crescita rispetto al 2010 (1,815 milioni di boe/giorno nel 2010), assumendo lo scenario Brent di 70 $/barile. I principali driver sono l’entrata a regime dei campi avviati nel 2010 in particolare in Iraq e gli start-up programmati in Australia, Algeria e Stati Uniti, solo in parte assorbiti dal declino delle produzioni mature;
  • Vendite di gas mondo: sono previste almeno pari al livello 2010 (97,06 miliardi di metri cubi nel 2010). In uno scenario di forte pressione competitiva, il conseguimento dei target di vendita e di mantenimento della quota di mercato farà leva sul rafforzamento della leadership nel mercato europeo, azioni di marketing volte a consolidare la base clienti in Italia, nonché le rinegoziazioni dei contratti di fornitura di lungo termine;
  • Business regolati: la performance dei business regolati Italia beneficerà della redditività garantita dai nuovi investimenti e dell’implementazione del programma di efficienza;
  • Lavorazioni in conto proprio: i volumi lavorati sono previsti in linea con il 2010 (34,8 milioni di tonnellate nel 2010). Sono previsti incrementi delle lavorazioni presso le raffinerie più competitive ed azioni di ottimizzazione dei flussi di interscambio tra impianti e di recupero di efficienza per far fronte alla volatilità dello scenario;
  • Vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in linea con il 2010 (11,73 milioni di tonnellate nel 2010) in un quadro di consumi attesi in ulteriore flessione. Sono previste azioni mirate di pricing e iniziative promozionali che unitamente all’aumento dei punti vendita e allo sviluppo del "non-oil" sosterranno le vendite e la redditività;
  • Ingegneria & Costruzioni: conferma la solidità reddituale grazie alla crescita del fatturato e alla consistenza del portafoglio ordini.

Nel 2011 sono previsti investimenti tecnici sostanzialmente in linea con il 2010 (€13,87 miliardi nel 2010) e riguarderanno principalmente lo sviluppo dei giacimenti giant e le aree dove sono programmati importanti avvii della divisione Exploration & Production, interventi di upgrading delle raffinerie relativi in particolare alla realizzazione del progetto EST, il completamento del programma di rinnovo della flotta di mezzi navali di costruzione e perforazione, nonché il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale. Il leverage previsto alla fine dell’esercizio è atteso in riduzione rispetto al livello 2010 sulla base dello scenario di prezzo del Brent a 70 $/barile e delle dismissioni programmate.

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 2010, 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 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 e illustrati nella sezione "Criteri di redazione" della Relazione finanziaria semestrale 2010 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’attività, il concessionario rileva il diritto all’utilizzo della stessa ovvero un’attività 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 attività 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) è stato riclassificato dalla voce "Immobili, impianti e macchinari" alla voce "Attività immateriali". Tenuto conto della struttura tariffaria dei servizi resi in concessione e in assenza di benchmark di riferimento, non è possibile enucleare in modo attendibile un margine per l’attività 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 attività relative agli accordi per servizi in concessione è rimasto invariato e continua ad essere operato considerando le modalità attese di ottenimento dei benefici economici futuri derivanti dall’utilizzo e dal valore residuo dell’infrastruttura, così come previsti dal quadro normativo di riferimento.
A partire dal 1° aprile 2010, la società ha proceduto ad aggiornare il coefficiente di conversione del gas naturale da metri cubi a barili di petrolio equivalente in ragione di 1 mc = 0,00636 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00615 barili). L’aggiornamento riflette la modifica della composizione delle proprietà a gas di Eni intervenuta in anni recenti ed è stato determinato raccogliendo i dati del potere calorifico del gas di tutti i 230 campi a gas di Eni in esercizio a fine 2009. L’effetto sulla produzione espressa in barili equivalenti di petrolio ("boe") dell’anno 2010 è stato di 26.000 boe/giorno; sono invece trascurabili gli effetti sugli altri indicatori per boe (prezzi di realizzo, costi) e sugli ammortamenti. Le altre compagnie petrolifere adottano specifici coefficienti diversi tra di loro.

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, 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 quarto trimestre non possono essere estrapolati su base annuale. Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe è 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 è utilizzato dal management per valutare la capacità 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 può essere considerato un indicatore delle performance produttive future perché l’evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosità e incertezza in relazione ad una molteplicità 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.

PDF 452.36 KB