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Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni annuncia i risultati del secondo trimestre e del primo semestre 2011

29 luglio 2011 7:50 AM CEST

San Donato Milanese, 29 luglio 2011 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2011 (non sottoposti a revisione contabile).

  • Highlight finanziari

    Utile operativo adjusted: 9,1 miliardi nel semestre (+8%); 4 miliardi nel trimestre (-3%);
  • Utile netto adjusted: 3,63 miliardi nel semestre (+4%); 1,44 miliardi nel trimestre (-14%);
  • Utile netto: 3,8 miliardi nel semestre (-6%); 1,25 miliardi nel trimestre (-31%);
  • Cash flow: 8,6 miliardi nel semestre; 4,41 miliardi nel trimestre;
  • Proposta di acconto dividendo di 0,52 per azione.

 

  • Highlight operativi

    Produzione di idrocarburi penalizzata dal protrarsi della crisi libica: -15% nel trimestre a 1,489 milioni di barili/giorno (-12% nel semestre); -2% (-1% nel semestre) al netto della perdita di produzione in Libia e dell’effetto prezzo;
  • Vendite di gas: +9% a 21 miliardi di metri cubi nel trimestre (+7% nel semestre);
  • Avviati nel semestre 4 giacimenti in USA, Congo e Italia;
  • Nuove opportunità di crescita nel sud-est asiatico con l’acquisizione di permessi esplorativi in Indonesia e l’ingresso in due scoperte a gas nel Mar di Timor australiano;
  • Accordo con Sonatrach per lo sviluppo delle riserve di shale gas dell’Algeria;
  • Successi esplorativi in Norvegia, USA, Ghana, Venezuela, Regno Unito, Angola ed Egitto con un incremento delle risorse Eni di 415 milioni di barili nel semestre.

 

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
“Il primo semestre del 2011 ha sofferto delle mancate produzioni in Libia che hanno impattato tutti i nostri settori di attività. Nonostante la crisi libica ed i costi di approvvigionamento gas, che, nel semestre, non tengono conto dei benefici retroattivi delle rinegoziazioni in corso, Eni ha ottenuto solidi risultati sostenuti, in particolare, dal miglioramento della redditivita' E&P. Nel periodo abbiamo consolidato le nostre prospettive di crescita grazie al progresso sui progetti di sviluppo, agli importanti successi esplorativi e ai nuovi accordi in aree core e in nuove aree ad elevato potenziale. I solidi risultati attesi per il 2011 e le prospettive di crescita e di redditività future ci consentono di confermare la nostra politica di dividendo e di proporre un acconto di €0,52 per azione.”

Nella stessa occasione il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato la relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2011 redatta ai sensi dell’art. 154-ter TUF che è stata contestualmente trasmessa alla Società di revisione. La pubblicazione della relazione semestrale è prevista entro la prima metà del mese di agosto unitamente agli esiti dell’attività di revisione.

Highlights finanziari

II trim.
2010

I trim.
2011

II trim.
2011

Var. % II trim. 11 vs 10

Risultati economici

(€ milioni)

I semestre

Var. %

2010

2011

4.305

5.638

3.810

(11,5)

Utile operativo

 

9.152

9.448

3,2

4.128

5.099

4.003

(3,0)

Utile operativo adjusted (a)

 

8.459

9.102

7,6

1.824

2.547

1.254

(31,3)

Utile netto (b)

 

4.046

3.801

(6,1)

0,50

0,70

0,35

(30,0)

- per azione (€) (c)

 

1,12

1,05

(6,3)

1,27

1,91

1,01

(20,5)

- per ADR ($) (c) (d)

 

2,97

2,95

(0,7)

1.667

2.198

1.436

(13,9)

Utile netto adjusted (a) (b)

 

3.489

3.634

4,2

0,46

0,61

0,40

(13,0)

- per azione (€) (c)

 

0,96

1,00

4,2

1,17

1,67

1,15

(1,7)

- per ADR ($) (c) (d)

 

2,55

2,81

10,2

(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 27.
(b) Utile di competenza azionisti 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 secondo trimestre 2011 l’utile operativo adjusted è stato di €4 miliardi con una flessione del 3% rispetto al secondo trimestre 2010, causata dall’andamento negativo dei settori downstream. Il settore Gas & Power ha riportato un calo dell’utile del 60% dovuto alla forte pressione competitiva e allo scenario che hanno penalizzato i margini unitari di commercializzazione. Il risultato adjusted di Gas & Power non tiene conto dei possibili effetti delle rinegoziazioni in corso dei contratti di lungo termine la cui decorrenza economica, in caso di esito positivo, potrebbe essere anteriore al 30 giugno. I settori Refining & Marketing e Petrolchimica hanno chiuso il trimestre con un netto ampliamento delle perdite operative, penalizzati dall’elevato costo della carica petrolifera non trasferito nei prezzi finali dei prodotti. Questi trend negativi sono stati attenuati dal miglioramento di performance del settore Exploration & Production (+11%) trainato dallo scenario petrolifero che ha consentito di assorbire gli effetti economici della perdita di produzione in Libia e l’impatto dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro (+13%). Anche il settore Ingegneria & Costruzioni ha migliorato la performance (+10%) grazie alla crescita del volume di affari e alla migliore redditività delle commesse.
Il primo semestre 2011 evidenzia un incremento dell’8% dell’utile operativo adjusted di Gruppo a €9,1 miliardi grazie al positivo andamento dei settori Exploration & Production e, in misura minore, Ingegneria & Costruzioni, nonostante la flessione dei settori Gas & Power e Refining & Marketing.

Utile netto adjusted
Nel secondo trimestre 2011 l’utile netto adjusted è stato di €1,44 miliardi con una flessione del 14% rispetto al secondo trimestre 2010 a causa della flessione della performance operativa e dell’incremento di due punti percentuali del tax rate consolidato.
L’utile netto del semestre è stato di €3,63 miliardi (+4% rispetto al primo semestre 2010) che riflette il miglioramento della performance operativa, con un tax rate in leggera flessione (-0,5 punti percentuali).

Investimenti tecnici
Nel secondo trimestre 2011 gli investimenti tecnici di €3.740 milioni (€6.615 milioni nel semestre) 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 secondo trimestre 2011 il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di €4.411 milioni (€8.596 milioni nel semestre). Il flusso di cassa del trimestre ha beneficiato del saldo positivo di €248 milioni dato dal factoring del primo trimestre 2011 di crediti commerciali con scadenza successiva al 31 marzo 2011 (€932 milioni) e il factoring del trimestre corrente di crediti commerciali con scadenza successiva al 30 giugno 2011 (€1.180 milioni). Tali flussi hanno consentito di coprire parte dei fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici del periodo e al pagamento del saldo dividendo 2010 agli azionisti Eni (€1.811 milioni) e agli azionisti di minoranza di altre società consolidate (€397 milioni).
Al 30 giugno 2011 l’indebitamento finanziario netto1 ammonta a €25.978 milioni, che rappresenta una leggera flessione di €141 milioni rispetto al 31 dicembre 2010 e un incremento di €1.027 milioni rispetto al 31 marzo 2011.

Indici di performance finanziaria
Il ROACE2 calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 30 giugno 2011 è del 10,9% (9,7% al 30 giugno 2010).
Il leverage2 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è pari a 0,47 al 30 giugno 2011, invariato rispetto al 31 dicembre 2010. Sull’indicatore hanno inciso in positivo l’utile netto di periodo e la leggera flessione dell’indebitamento finanziario netto; in negativo la distribuzione dei dividendi e la riduzione del patrimonio netto consolidato di circa €2,37 miliardi causata dall’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro ai cambi puntuali di fine periodo (8%).

Interim dividend 2011
Sulla base dell’esame dei risultati del primo semestre 2011 e delle previsioni per l’intero esercizio, la proposta di acconto dividendo al Consiglio di Amministrazione che delibera l’8 settembre 2011 sarà di €0,52 per azione3 (€0,50 nel 2010) da mettere in pagamento a partire dal 22 settembre 2011 con stacco cedola il 19 settembre 2011.

Highlight operativi e di scenario

II trim.
2010

I trim.
2011

II trim.
2011

Var. % II trim. 11 vs 10

 

 

I semestre

Var. %

2010

2011

1.758

1.684

1.489

(15,3)

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno)

1.800

1.586

(11,9)

980

899

793

(19,1)

- Petrolio

(migliaia di barili/giorno)

995

846

(15,0)

122

123

110

(9,8)

- Gas naturale

(milioni di metri cubi/giorno)

126

116

(7,9)

19,19

32,33

21,00

9,4

Vendite gas mondo

(miliardi di metri cubi)

49,70

53,33

7,3

9,61

9,68

9,66

0,5

Vendite di energia elettrica

(terawattora)

18,61

19,34

3,9

2,94

2,64

2,90

(1,4)

Vendite di prodotti petroliferi rete Europa

(milioni di tonnellate)

5,62

5,54

(1,4)

Exploration & Production
Nel secondo trimestre 2011 la produzione di idrocarburi è stata di 1,489 milioni di boe/giorno (1,586 milioni di boe/giorno nel primo semestre 2011) evidenziando una flessione del 15% rispetto al secondo trimestre 2010 (-12% rispetto al primo semestre 2010). L’entità del calo è spiegata dalla sospensione delle attività produttive Eni in Libia e delle esportazioni di gas attraverso il gasdotto GreenStream, ad eccezione del giacimento di Wafa per la fornitura di gas destinato alla produzione locale di energia elettrica con una portata di circa 50 mila boe/giorno in quota Eni. La performance del trimestre è stata penalizzata anche dai minori entitlement nei contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e altri schemi similari per effetto della crescita delle quotazioni del petrolio con un impatto negativo stimato in -36 mila barili/giorno nel confronto con il secondo trimestre 2010 (circa -30 mila barili/giorno rispetto al primo semestre 2010), oltre che dalla citata perdita di produzione in Libia pari a circa -200 mila boe/giorno nel confronto con il secondo trimestre 2010 (circa -170 mila boe/giorno rispetto al primo semestre 2010). Al netto di tali effetti la produzione del trimestre evidenzia una flessione di circa 2 punti percentuali (meno 1 punto percentuale nel semestre) per effetto principalmente delle fermate programmate, in particolare in Italia. Il declino delle produzioni mature è stato compensato dalla crescita registrata in Norvegia, Egitto e Iraq.

Gas & Power
Nel secondo trimestre 2011 le vendite di gas sono state di 21 miliardi di metri cubi con un aumento del 9% rispetto al secondo trimestre 2010 (+7% rispetto al primo semestre 2010) per effetto del significativo miglioramento registrato nei mercati europei e domestico. La performance dei mercati europei (+2,29 miliardi di metri cubi nel trimestre, pari al +26%; +19% nel semestre) è stata trainata dalla crescita ottenuta in Turchia, Germania/Austria, Belgio, UK/Nord Europa e Francia. In Italia la crescita dei volumi (+0,84 miliardi di metri cubi nel trimestre pari al +13%; +11% nel semestre) è dovuta alla riconquista di clienti e ai maggiori prelievi nei segmenti termoelettrico, industriale e grossista, azioni che si sono tradotte in un apprezzabile recupero di quota di mercato. Tali incrementi sono stati in parte compensati dai minori ritiri degli importatori in Italia (-74% e -55% rispettivamente nel trimestre e nel semestre) anche a causa della minore disponibilità di gas libico dovuta all’interruzione delle importazioni attraverso il gasdotto GreenStream.

Refining & Marketing
Nel secondo trimestre 2011 i margini di raffinazione hanno registrato livelli non remunerativi (margine indicatore TRC Brent nel trimestre a 1,1$/barile, -68% rispetto al secondo trimestre 2010; nel semestre pari a 1,4$/barile -51% vs. il primo semestre 2010) a causa dell’incremento del costo della carica petrolifera non assorbito dai prezzi dei prodotti penalizzati da domanda stagnante, elevato livello delle scorte ed eccesso di capacità. Inoltre l’aumento del prezzo del petrolio ha determinato un incremento del costo delle utility energetiche, con penalizzazioni sui costi variabili delle raffinerie. La riapertura dei differenziali tra greggi leggeri e pesanti e il miglioramento del rapporto tra i prezzi dei prodotti pregiati rispetto all’olio combustibile hanno favorito le raffinerie complesse Eni consentendo di attenuare l’impatto dei trend negativi di scenario sul margine aziendale.
Nel secondo trimestre 2011 le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia hanno registrato una flessione dell'1,4% (-2,4% nel semestre) a fronte di un calo dei consumi superiore (-1,9%). La quota di mercato media risulta pari al 30,2% in aumento di 0,1 punti percentuali rispetto al corrispondente periodo del 2010. Le vendite rete nei mercati europei hanno risentito nel trimestre del calo dei consumi e della pressione competitiva (-1,3% nel trimestre; +1,4% nel semestre) con flessioni in Germania, Francia e paesi dell’Est Europa, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dal beneficio dell’acquisizione di una rete di stazioni di servizio in Austria perfezionata nel corso del 2010.

Cambio euro/dollaro USA
I risultati del secondo trimestre e del primo semestre 2011 sono stati penalizzati dall’apprezzamento del cambio euro/dollaro (+13% nel trimestre; +5,6% nel semestre).

Aggiornamento situazione in Libia
Tutte le attività di produzione Eni e le esportazioni attraverso il gasdotto GreenStream sono state sospese ad eccezione del campo di Wafa che produce quantitativi di gas e liquidi associati destinati ad alimentare le centrali per la generazione di energia elettrica del Paese. Gli impianti e la pipeline sono stati messi in sicurezza e a oggi non hanno subito danni. Eni è tecnicamente in grado di riportare la produzione di gas ai livelli originari ante crisi del 2010 una volta che la situazione tornerà alla normalità. Da marzo Eni ha evacuato tutto il personale espatriato ed ha sospeso tutte le attività legate ai progetti di esplorazione e di sviluppo. La produzione di idrocarburi si è ridotta dal livello atteso di circa 280 mila boe/giorno al livello attuale di circa 50 mila boe/giorno in quota Eni. Al 30 giugno 2011 il capitale investito netto è di circa $2,04 miliardi ($2,5 miliardi al 31 dicembre 2010) inclusa la quota di competenza del 50% di GreenStream BV.

Sviluppi di business
Algeria
Nell’aprile 2011 Eni e Sonatrach hanno firmato un accordo di cooperazione per l’esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi non convenzionali nel Paese, in particolare di risorse di shale gas.

Australia
Nel maggio 2011 Eni ha firmato un accordo con la società MEO Australia per l’ingresso nello sviluppo delle scoperte a gas di Heron e Blackwood nel Permesso NT/P-68, nel Mar di Timor. L’accordo prevede l’acquisizione del 50% e il ruolo di operatore relativamente alla prima scoperta attraverso il finanziamento della perforazione di due pozzi di appraisal. Eni ha inoltre la facoltà di rilevare il 50% anche nel giacimento di Blackwood a fronte dell’acquisizione di rilievi sismici e della perforazione di un altro pozzo. Inoltre è riconosciuta a Eni l’opzione di acquisire un ulteriore quota del 25% nei giacimenti attraverso il finanziamento delle attività necessarie per raggiungere la Final Investment Decision (FID).

Indonesia
Nel maggio 2011 Eni si è aggiudicata al 100% i diritti di esplorazione con il ruolo di operatore del Blocco Arguni I nel bacino di Bintuni, dalle notevoli potenzialità. Il programma di commitment prevede la perforazione di due pozzi nei primi tre anni del periodo di validità della licenza.

Sudafrica
Nel giugno 2011 Eni ha firmato un Memorandum of Understanding di ampia portata con PetroSA, la compagnia di Stato della Repubblica del Sudafrica. L’accordo è volto a promuovere iniziative congiunte nell’esplorazione e nello sviluppo di idrocarburi convenzionali e non convenzionali nel Paese e in Africa. Inoltre Eni assicurerà forniture long-term di GNL per la produzione di energia elettrica e liquidi da gas (GTL), flussi di prodotti raffinati e sostegno nella realizzazione di centrali elettriche con la finalità di favorire lo sviluppo economico del Paese. Saranno valutate possibili opzioni di utilizzo economico degli impianti di stoccaggio di Saldanha, localizzati strategicamente tra i mercati asiatici, americani ed europei.

Chimica Verde
Nel giugno 2011 Eni, tramite la controllata Polimeri Europa, e Novamont SpA hanno firmato un protocollo d’intesa per la riconversione del sito Eni di Porto Torres in un polo di “chimica verde” destinato alla produzione di plastiche e altri prodotti petrolchimici biodegradabili (bio-lubrificanti, bio-additivi) per i quali si prevedono significativi tassi di crescita nel medio-lungo termine. Tali prodotti saranno ottenuti, attraverso una catena produttiva integrata, a partire da materie prime rinnovabili di origine vegetale. Novamont contribuirà alla joint venture fornendo le tecnologie e il proprio know-how nella chimica verde, mentre Eni metterà a disposizione il sito, le infrastrutture e il personale qualificato, nonché la propria esperienza industriale, tecnico-ingegneristica e commerciale nel settore petrolchimico. Nell’ambito di tale progetto, Eni ha in programma di realizzare una centrale elettrica a biomasse  e di eseguire interventi di bonifica e risanamento ambientale. I progetti descritti comporteranno un investimento complessivo di circa €1,2 miliardi che sarà sostenuto in via diretta o tramite la joint venture nel periodo 2011-2016.

Egitto
Nel luglio 2011 Eni e le Autorità di Stato dell’Egitto hanno raggiunto un accordo per rilanciare le attività petrolifere nel Paese. Sono state definite nuove iniziative nelle aree del Deserto Occidentale, nel Mar Mediterraneo e nella zona del Sinai, che riguarderanno sia lo sviluppo, attraverso la perforazione di pozzi aggiuntivi e l’accelerazione della produzione da nuove scoperte, sia l’esplorazione, con la perforazione di 12 pozzi. Inoltre Eni promuoverà diverse iniziative nel campo della sostenibilità e a favore delle comunità locali.

Belgio
Nel luglio 2011 Eni ha firmato un accordo con NV Noun Energy per l’acquisizione della controllata Noun Belgium NV, che commercializza gas ed energia elettrica ai segmenti industriale e residenziale in Belgio. Il perfezionamento dell’accordo è soggetto all’approvazione delle competenti autorità.

Attività esplorativa
L'attività esplorativa ha avuto esito positivo in:
(i) Norvegia, con l’importante scoperta a olio e gas di Skrugard nella licenza PL 532 (Eni 30%) con riserve recuperabili stimate in circa 250 milioni di barili al 100% e per la quale si prevede uno sviluppo in via accelerata;
(ii) Stati Uniti, con il pozzo di appraisal ad olio e gas Hadrian North nel Blocco KC919 (Eni 25%) nel Golfo del Messico;
(iii) Ghana, con il pozzo di appraisal Sankofa-2 e la scoperta di Gye Nyame entrambi mineralizzati a gas e condensati, nella licenza offshore di Cape Three Points (Eni operatore con il 47,22%);
(iv) Venezuela, con i pozzi di appraisal Perla 4 e 5 nel blocco Cardon IV (Eni 50%) ha consentito di incrementare il potenziale del giacimento ad oltre 450 miliardi di metri cubi di gas in place al 100%. Il target produttivo pari a circa 10 milioni di metri cubi/giorno è previsto nel 2013;
(v) Regno Unito, con l’appraisal della scoperta a gas e condensati di Culzean (Eni 16,95%);
(vi) Angola,  con il pozzo di scoperta Mukuvo-1 e di appraisal Cinguvu-2 entrambi mineralizzati a petrolio nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore), nell’ambito del progetto West Hub, sanzionato nel 2010. Lo start-up produttivo è atteso nel 2013, con una produzione di picco pari a 22 mila barili/giorno;
(vii) Egitto, con attività near field: (i) nella concessione Belayim (Eni 100%) con i due pozzi di scoperta a olio di BB-10 e BLNE-1, allacciati alle facility produttive presenti nell’area; (ii) nella development lease Abu Madi West (Eni 75%) con le due scoperte a gas di Nidoco West e Nidoco East. È in corso il collegamento alle facility produttive; (iii) nella development lease Meleiha (Eni 56%) con i pozzi di scoperta mineralizzati a olio di Aman SW e Dorra-1X, entrambi avviati in produzione;
(viii) Pakistan, con il pozzo esplorativo Kadanwari-27, nell’omonimo permesso (Eni 18,42%).

Avvii produttivi
In linea con i piani produttivi sono stati avviati i seguenti principali giacimenti:
(i) Capparuccia (Eni 77,8%) in Italia, con una produzione iniziale pari a circa 4 mila boe/giorno;
(ii) Libondo (Eni 35%) nell’offshore del Congo;
(iii) Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%), nell’offshore dell’Alaska. Il picco produttivo è stimato in 28 mila barili/giorno;
(iv) Appaloosa (Eni 100%) nel Golfo del Messico, con una produzione pari a 7 mila barili/giorno.

Cessione dei gasdotti internazionali              
Nell’ambito degli impegni concordati con la Commissione Europea per dismettere i propri asset nel trasporto internazionale riguardanti i gasdotti TAG Austria e TENP/Transitgas Germania/Svizzera, interconnessi al sistema italiano di trasporto, il 10 giugno 2011 Eni ha sottoscritto con Cassa Depositi e Prestiti SpA (“CDP”) un contratto di compravendita che prevede la cessione dell’89% del capitale sociale di Trans Austria Gasleitung GmbH (“TAG”), cui corrisponde una partecipazione del 94% ai risultati economici. TAG è la società titolare dei diritti di trasporto relativi al tratto austriaco del gasdotto che collega la Russia all’Italia. L’operazione di cessione, soggetta ad approvazione della Commissione Europea, prevede il pagamento di un prezzo pari a €483 milioni, oltre al rimborso di un finanziamento erogato da Eni alla società pari a circa €192 milioni; tali importi saranno oggetto di un aggiustamento alla data del closing come da prassi di mercato. Le parti hanno inoltre concordato meccanismi di earn out collegati al verificarsi di determinati eventi.
Alla conclusione dell’operazione, rimarranno inalterati i diritti di trasporto del gas contrattualizzati con clausola ship-or-pay da Eni con TAG.
Proseguono le procedure di dismissione delle partecipazioni Eni negli altri due gasdotti TENP (Germania) e Transitgas (Svizzera), oggetto degli impegni con la Commissione Europea.

Evoluzione prevedibile della gestione
Sebbene in un quadro di graduale rafforzamento dell’attività economica globale, l’outlook 2011 presenta un margine di incertezza e volatilità a causa dell’imprevedibilità degli sviluppi legati a fattori macroeconomici e geopolitici, tra i quali in particolare l’evolvere della crisi libica. Le quotazioni del petrolio sono attese in un trend solido sostenuto anche da una certa ripresa della domanda; per le finalità di proiezione economico-finanziaria di breve termine Eni assume un prezzo medio annuo del marker Brent di 115 $/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 e la forte pressione competitiva riduce la redditività degli operatori. I margini di raffinazione sono attesi permanere su livelli non remunerativi a causa dei fattori di debolezza strutturale dell’industria (domanda stagnante ed eccesso di capacità) e dell’elevato costo della carica e delle utility energetiche. 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 allo scenario di prezzo di 115 $/barile è prevista in flessione rispetto al 2010 (1,815 milioni di boe/giorno nel 2010 a 80 $/barile) a causa della perdita di volumi connessa alla temporanea interruzione della maggior parte delle attività Eni in Libia. I minori volumi dovuti all’effetto prezzo nei PSA saranno parzialmente recuperati dalla migliore performance. Assumendo il mantenimento del livello corrente di circa 50 mila boe/giorno in Libia nella parte restante dell’esercizio, il management stima, a parità di scenario prezzi, una flessione di circa 10 punti percentuali del livello produttivo 2011 vs. il 2010. Il management prosegue le azioni pianificate per incrementare i livelli produttivi negli altri Paesi di attività: nel 2011 è prevista l’entrata a regime dei campi avviati nel 2010; sono previsti start-up in USA, Australia, Egitto, Italia ed Algeria e attività di ottimizzazione della produzione in particolare in Nigeria, Norvegia, Egitto, Angola e Regno Unito;
Vendite di gas mondo: le vendite 2011 sono previste in crescita rispetto al 2010 (97,06 miliardi di metri cubi nel 2010), nonostante l’attesa flessione delle vendite agli shipper per effetto della crisi libica. Sono previsti volumi in crescita in Italia dovuti alla riconquista di clienti nei segmenti termoelettrico, industriale e grossisti, con un significativo miglioramento della quota, e nei mercati europei target. In uno scenario di forte pressione competitiva, il conseguimento degli obiettivi di vendita 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. Sul piano finanziario, le minori vendite di gas agli shipper per effetto della crisi libica saranno bilanciate dai minori anticipi di cassa ai fornitori di gas per l’attivazione della clausola di take-or-pay, tenuto conto che Eni è in grado di far fronte alla minore disponibilità di gas libico tramite altre fonti di approvvigionamento;
Business regolati: la performance dei Business regolati Italia beneficerà della redditività garantita dai nuovi investimenti e della prosecuzione del programma di efficienza;
Lavorazioni in conto proprio: i volumi lavorati sono previsti in lieve flessione rispetto al 2010 (34,8 milioni di tonnellate nel 2010) principalmente sulla raffineria di Venezia maggiormente impattata dalle difficoltà di approvvigionamento dei greggi libici. Sono previsti incrementi delle lavorazioni presso le raffinerie di Sannazzaro e Taranto ed azioni di ottimizzazione dei cicli produttivi e di recupero di efficienza diffusa per attenuare gli effetti della congiuntura di scenario;
Vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in lieve flessione rispetto al 2010 (11,73 milioni di tonnellate nel 2010) a causa della riduzione dei consumi di carburanti, i cui effetti saranno attenuati da azioni mirate di pricing e iniziative promozionali, dallo sviluppo del “non-oil” e dall’incremento della qualità del servizio;
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 del settore 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 115 $/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 secondo trimestre e del primo semestre 2011, non sottoposti a revisione contabile. I risultati del semestre unitamente ai principali trend di business rappresentano una sintesi della relazione finanziaria semestrale redatta ai sensi dell’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza (TUF) che è stata approvata dal CdA Eni in data odierna e contestualmente trasmessa alla Società di revisione per l’assolvimento degli obblighi di competenza. La relazione finanziaria semestrale sarà pubblicata entro la prima metà del mese di agosto unitamente agli esiti delle verifiche di revisione.
Le informazioni economiche del presente comunicato sono fornite con riferimento al secondo e al primo trimestre 2011 e al secondo trimestre 2010 e al primo semestre 2011 e 2010. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 giugno 2011, al 31 marzo 2011 e al 31 dicembre 2010. La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella Relazione finanziaria semestrale consolidata e nella 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 al 30 giugno 2011 sono quelli adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2010, per la cui descrizione si fa rinvio.
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.

(1) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 36.
(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 v. pag. 37 e pag. 36.
(3) 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.

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 primo semestre non possono essere estrapolati su base annuale.

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