PRICE SENSITIVE
Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni annuncia i risultati del secondo trimestre e del primo semestre 2012

01 agosto 2012 - 7:45 AM CEST
 

San Donato Milanese, 1 agosto 2012 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2012 (non sottoposti a revisione contabile).

Highlight finanziari *

  • Utile netto adjusted: €3,94 miliardi (+8%) nel semestre; €1,46 miliardi (+2%) nel trimestre;
  • Utile netto: €3,84 miliardi nel semestre; €0,23 miliardi nel trimestre;
  • Continuing operations:
    • Utile operativo adjusted: €10,37 miliardi (+19%) nel semestre; €4,24 miliardi (+14%) nel trimestre;
    • Utile netto adjusted: €3,79 miliardi (+4%) nel semestre; €1,38 miliardi (+0,3%) nel trimestre;
    • Cash flow: €8,34 miliardi nel semestre; €4,22 miliardi nel trimestre;
  • Proposta di acconto dividendo di €0,54 per azione.

 

Highlight operativi

  • Produzione di idrocarburi: 1,647 milioni di boe/giorno +10,6% nel trimestre (+4,7% nel semestre);
  • Vendite di gas: -4% a 20,15 miliardi di metri cubi nel trimestre (-4,8% nel semestre);
  • Definita la cessione del 30% meno un’azione di Snam a Cassa Depositi e Prestiti. Già realizzata la cessione di un primo 5% a investitori istituzionali;
  • Ceduto il 5% di Galp ad Amorim Energia BV;
  • Le nuove scoperte giant Mamba Nord Est 2 e Coral 1 nell’offshore del Mozambico incrementano a 1.974 miliardi di metri cubi di gas in place il pieno potenziale dell’Area 4;
  • Acquisiti titoli minerari in aree promettenti: Vietnam, Kenya e Indonesia;
  • Rafforzato il portafoglio di risorse non convenzionali in Ucraina;
  • Avviata in partnership con Rosneft l’esplorazione nell’offshore russo del Mare di Barents e del Mar Nero;
  • I successi esplorativi del semestre aumentano di 2,2 miliardi di boe il patrimonio di risorse Eni.

 

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:

“Nel primo semestre Eni ha conseguito risultati eccellenti grazie alla forte crescita della produzione sostenuta dalla ripresa delle attività in Libia. Sono particolarmente soddisfatto dei nostri successi esplorativi e dell’ingresso in nuove aree ad elevato potenziale. In Gas & Power e Refining & Marketing abbiamo contenuto l’impatto della crisi dei mercati di riferimento. Le dismissioni già avviate delle nostre quote in Snam e Galp ci assicureranno una struttura finanziaria adeguata a sostenere, in qualunque circostanza di mercato, una robusta crescita di lungo termine. In considerazione delle ottime prospettive di Eni proporrò al CdA del 20 settembre un acconto sul dividendo di €0,54 per azione.”

Nella stessa occasione il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato la Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2012 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.

* Per effetto dell’annunciato piano di dismissione, i risultati di Snam sono stati rilevati come “discontinued operations” e rappresentati in conformità a tale trattamento contabile in tutte le parti del presente comunicato stampa.

Highlight finanziari
II trim.
2011

I trim.
2012

II trim.
2012

Var. % II trim. 12 vs 11

Risultati economici (a)

(€ milioni)

    I semestre

Var. %

2011

2012

3.717

6.128

4.243

14,2

Utile operativo adjusted - continuing operations (b)

8.727

10.371

18,8

1.377

2.406

1.381

0,3

Utile netto adjusted - continuing operations

3.640

3.787

4,0

0,38

0,66

0,38

 

- per azione (€) (c)

1,00

1,05

5,0

1,09

1,73

0,97

(11,0)

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

2,81

2,72

(3,2)

1.197

3.544

156

(87,0)

Utile netto - continuing operations

3.811

3.700

(2,9)

0,33

0,98

0,04

(87,9)

- per azione (€) (c)

1,05

1,02

(2,9)

0,95

2,57

0,10

(89,5)

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

2,95

2,64

(10,5)

57

73

71

24,6

Utile netto - discontinued operations

(10)

144

..

1.254

3.617

227

(81,9)

Utile netto

3.801

3.844

1,1


(a) Di competenza degli azionisti Eni. 
(b) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono l’utile/perdita di magazzino e gli special item, si veda il paragrafo “Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted”.
(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 2012 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted delle continuing operations di €4,24 miliardi con un aumento del 14,2% rispetto al secondo trimestre 2011 per effetto del miglioramento di performance della divisione Exploration & Production (+10,8%) trainata dalla ripresa della produzione in Libia. Nonostante il deterioramento della domanda e la crescente pressione competitiva, l’Attività Mercato della divisione Gas & Power ha contenuto la perdita al livello del trimestre dell’anno precedente (-€17 milioni) grazie alla migliorata posizione di costo dovuta ai benefici delle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento e alla ripresa delle forniture libiche. Analogamente, le divisioni Refining & Marketing e Chimica hanno registrato perdite operative sostanzialmente in linea nel contesto della perdurante debolezza dei rispettivi mercati. Il risultato operativo di Gruppo ha beneficiato nel complesso del rilevante apprezzamento del dollaro rispetto all’euro (+11%). Nel primo semestre 2012 l’utile operativo adjusted delle continuing operations di €10,37 miliardi è aumentato del 18,8% rispetto al primo semestre 2011 per effetto degli stessi driver del trimestre, nonché della migliore performance operativa della divisione Gas & Power che ha registrato il beneficio economico retroattivo all’inizio del 2011 di alcune rinegoziazioni di contratti di approvvigionamento.

Utile netto adjusted
Nel secondo trimestre 2012 l’utile netto adjusted delle continuing operations di €1,38 miliardi è in linea con lo stesso periodo dell’anno precedente. Il miglioramento della performance operativa è stato compensato dall’incremento di circa 4 punti percentuali del tax rate consolidato calcolato sulle continuing operations. Quest’ultimo riflette il maggior contributo del settore Exploration & Production soggetto a più elevate aliquote fiscali. Nel primo semestre 2012 l’utile netto adjusted delle continuing operations di €3,79 miliardi è aumentato del 4%.

Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici delle continuing operations di €3,02 miliardi nel secondo trimestre (€5,65 miliardi nel semestre) hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi e l’upgrading della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem. Nel semestre sono stati sostenuti €0,3 miliardi di investimenti finanziari.

Cash flow
Il flusso di cassa netto da attività operativa delle continuing operations è stato di €4.219 milioni (€8.340 milioni nel semestre). Il flusso di cassa netto da attività operativa e gli incassi da dismissioni di €774 milioni hanno consentito di coprire i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici e al pagamento dei dividendi di €2.298 milioni (di cui €1.884 milioni relativi al saldo dividendo 2011 di Eni) e di ridurre l’indebitamento finanziario netto1 di €1.123 milioni rispetto a fine 2011 a €26.909 milioni che tiene conto dell’operazione di rifinanziamento con istituzioni creditizie terze di una parte del debito intercompany di Snam (€1,5 miliardi). Il flusso di cassa netto da attività operativa del trimestre è stato penalizzato da un minore volume di crediti commerciali ceduti in factoring con scadenza successiva alla chiusura del periodo contabile con una flessione di circa €450 milioni rispetto al 31 marzo 2012.
Il leverage2 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – pari allo 0,42 al 30 giugno 2012 è diminuito in misura significativa rispetto a 0,46 al 31 dicembre 2011 (0,43 al 31 marzo 2012) riflettendo oltre che l’incremento del total equity, l’effetto della rappresentazione sintetica di Snam in base allo IFRS5 in relazione ad una operazione di rifinanziamento con istituzioni creditizie terze di una parte del debito verso Eni (€1,5 miliardi). Nel mese di luglio Snam ha proseguito nella sua azione di rifinanziamento del debito verso Eni che al 30 luglio si è ulteriormente ridotto di €1 miliardo.

Acconto dividendo 2012
Sulla base dell’esame dei risultati del primo semestre 2012 e delle previsioni per l’intero esercizio, la proposta di acconto dividendo al Consiglio di Amministrazione che delibera il 20 settembre 2012 sarà di €0,54 per azione3 (€0,52 nel 2011) da mettere in pagamento a partire dal 27 settembre 2012 con stacco cedola il 24 settembre 2012.

 

Highlight operativi e di scenario

II trim.
2011

I trim.
2012

II trim.
2012

Var. % II trim. 12 vs 11

PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI

 

    I semestre

Var. %

2011

2012

1.489

1.674

1.647

10,6

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno)

1.586

1.661

4,7

793

867

856

7,9

- Petrolio

(migliaia di barili/giorno)

846

861

1,8

110

127

124

12,7

- Gas naturale

(milioni di metri cubi/giorno)

116

126

8,6

21,00

30,61

20,15

(4,0)

Vendite gas mondo

(miliardi di metri cubi)

53,33

50,76

(4,8)

9,66

12,29

9,62

(0,4)

Vendite di energia elettrica

(terawattora)

19,34

21,91

13,3

2,90

2,53

2,74

(5,5)

Vendite di prodotti
petroliferi rete Europa

(milioni di tonnellate)

5,54

5,27

(4,9)

 

Exploration & Production
Nel secondo trimestre 2012 la produzione di idrocarburi è stata di 1,647 milioni di boe/giorno (1,661 milioni di boe/giorno nel primo semestre 2012) in crescita del 10,6% rispetto al secondo trimestre 2011 (+4,7% rispetto al primo semestre 2011). La performance è stata sostenuta dalla ripresa delle attività in Libia e dagli avvii/entrata a regime di giacimenti in Australia, Russia ed Egitto. Tali fattori positivi sono stati parzialmente assorbiti dalla fermata produttiva nel Regno Unito a seguito dell’incidente occorso nel giacimento di Elgin/Franklin (Eni 21,87%), dalla rapida crescita dei fenomeni di furto e sabotaggio registrati in Nigeria e dai declini produttivi.

Gas & Power
Nel secondo trimestre 2012 le vendite di gas di 20,15 miliardi di metri cubi hanno registrato una flessione del 4% rispetto al secondo trimestre 2011 (-4,8% rispetto al primo semestre 2011 a 50,76 miliardi di metri cubi) a causa della debolezza della domanda e dell’azione della concorrenza. Le vendite Eni in Italia sono diminuite dell’8,3% nel trimestre (-2,2% nel semestre) per effetto principalmente della sensibile diminuzione dei consumi termoelettrici, penalizzati dalla maggiore competitività del carbone e dalla crescita delle fonti rinnovabili. Altri cali di volume hanno riguardato i grossisti e i clienti industriali. In aumento i ritiri del residenziale per effetto dell’impatto positivo delle condizioni climatiche e i volumi commercializzati al PSV/borsa. Nel trimestre le vendite nei mercati europei hanno evidenziato una leggera flessione (-1,3%) imputabile ai mercati di UK/Nord Europa e Germania/Austria, il cui andamento è stato attenuato dalla crescita in Turchia e Francia. Nel semestre la riduzione del 3,8% è imputabile ai minori volumi commercializzati in Benelux, per pressione competitiva, e UK/Nord Europa (principalmente per minore produzione di gas equity) in parte compensate dalla crescita in Germania/Austria, Turchia e Francia. In sensibile contrazione i ritiri degli importatori in Italia (-57,1% e -57,7% rispettivamente nei due periodi di confronto) a causa della cessazione di alcuni contratti di fornitura, in parte compensata dalla ripresa delle forniture libiche.

Refining & Marketing
Nel secondo trimestre 2012 il margine  di raffinazione nell’area del Mediterraneo ha evidenziato una consistente ripresa rispetto ai valori depressi registrati nello stesso periodo dell’anno precedente (margine TRC Brent a 5,89 $/barile, rispetto a 1,09 $/barile del secondo trimestre 2011). Tuttavia i risultati sono stati penalizzati dal restringimento del differenziale tra greggi leggeri e pesanti e del calo della domanda di prodotti petroliferi.
Nel secondo trimestre 2012 le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia hanno registrato una flessione del 7,5% a 1,98 milioni di tonnellate (-7,1% nel semestre); le azioni di marketing hanno consentito di incrementare la quota di mercato al 30,8% nel secondo trimestre 2012 rispetto al 30,3% del secondo trimestre 2011 con una punta massima del 33% nel mese di giugno. Le vendite rete nei mercati europei del secondo trimestre 2012 sono stabili (a 0,76 milioni di tonnellate; in lieve aumento nel semestre a 1,48 milioni di tonnellate, +1,4%) grazie al contributo dei maggiori volumi commercializzati principalmente in Austria e Svizzera, compensati dalle flessioni negli altri Paesi.

Cambio euro/dollaro USA
I risultati del secondo trimestre e del primo semestre 2012 hanno beneficiato dell’apprezzamento del dollaro rispetto all’euro (+11% nel trimestre; +7,6% nel semestre).

 

Sviluppi di business

Mozambico
La campagna esplorativa nell'offshore del Mozambico ha conseguito di recente due nuovi successi che portano il totale a 5. In maggio la scoperta giant nel prospetto esplorativo Coral 1 ha individuato un accumulo di risorse stimate tra 198 e 282 miliardi di metri cubi. La scoperta di Coral 1, perforato a sud dell’Area 4 in 2.261 metri di acqua raggiungendo la profondità complessiva di 4.869 metri, riveste particolare importanza poiché ha provato un nuovo obiettivo esplorativo indipendente da quelli sinora perforati con i pozzi di Mamba.
Il 1° agosto una nuova scoperta giant è avvenuta nel prospetto esplorativo Mamba Nord Est 2, nella parte orientale dell’Area 4. Mamba Nord Est 2, sul quale Eni condurrà test di produzione, è stato perforato in 1.994 metri d’acqua e ha raggiunto la profondità complessiva di 5.365 metri. La nuova scoperta incrementa di almeno 282 miliardi di metri cubi di gas in posto i volumi scoperti nell’Area 4, che sono valutati in almeno 1.748 miliardi di metri cubi di gas in posto, dei quali almeno 564 di pertinenza esclusiva dell’area stessa.
Eni stima che il pieno potenziale delle scoperte effettuate nell’Area 4 raggiunga i 1.974 miliardi di metri cubi di gas in place.
A seguito della nuova scoperta, Eni ha in programma la perforazione di almeno altri 5 pozzi per completare l'accertamento del potenziale addizionale dell’Area 4.

Kenya
Nel luglio 2012 sono stati assegnati a Eni dal governo del Kenya tre contratti di production sharing relativi ai blocchi esplorativi L-23, L-21 e L-24, situati nelle acque profonde e ultraprofonde del Bacino di Lamu, al largo delle coste del Kenya, per un’estensione di oltre 35.000 chilometri quadrati segnando l’ingresso della società nel Paese Sub-Sahariano. Il programma di lavoro prevede l’acquisizione di studi geofisici.

Vietnam
Nel giugno e luglio 2012 sono stati firmati accordi per l’acquisizione di una quota del 50% con il ruolo di operatore in tre blocchi esplorativi offshore situati nei bacini di Song Hong e Phu Khanh dell’estensione complessiva di circa 21.000 chilometri quadrati. Si stima che i bacini interessati possano contenere circa il 10% delle risorse di idrocarburi del Paese, prevalentemente a gas. È programmata un’intensa campagna esplorativa che prevede la perforazione di quattro pozzi. L’operazione è soggetta ad approvazione delle competenti Autorità.

Ucraina
Nel giugno 2012 è stato firmato un accordo con la compagnia di Stato ucraina e con la società Cadogan Petroleum Plc per l’acquisizione della quota del 50,01% e l’operatorship nella compagnia ucraina LLC WESTGASINVEST che possiede i diritti di sfruttamento relativi a 9 blocchi per l’esplorazione e lo sviluppo di shale gas situati nel bacino del Lviv, nella parte occidentale dell’Ucraina per un’estensione di circa 3.800 chilometri quadrati.

Indonesia
Nel maggio 2012 sono stati aggiudicati i diritti di esplorazione del blocco East Sepinggan, dell’estensione di circa 2.900 chilometri quadrati situato nell’offshore indonesiano nel bacino di Kutei, area particolarmente ricca di idrocarburi, prossima al terminale di liquefazione di Bontang. Il programma esplorativo prevede la perforazione di un pozzo.

Russia
Nel giugno 2012, facendo seguito al memorandum strategico dello scorso aprile, sono stati definiti gli accordi con la compagnia di Stato russa Rosneft per la costituzione dei veicoli societari (quota Eni 33,33%) che opereranno l’esplorazione delle licenze Fedynsky e Tsentralno-Barentsevsky, nell’offshore russo del Mare di Barents e Zapadno-Cernomorsky nell’offshore russo del Mar Nero.

Karachaganak
Il 28 giugno 2012 le Contracting Companies del Final Production Sharing Agreement (FPSA) di Karachaganak e le Autorità kazakhe hanno finalizzato il settlement agreement per la chiusura del contenzioso pendente in materia di recuperabilità contrattuale dei costi sostenuti dal Consorzio per lo sviluppo del giacimento a fronte dell’ingresso nel consorzio della compagnia di Stato KazMunaiGaz (KMG). Per effetto dell’accordo le Contracting Companies cedono pro-quota al partner Kazakho il 10% del progetto per il corrispettivo netto di $1 miliardo ($325 milioni in quota Eni). La quota Eni nell’iniziativa scende dal 32,5% al 29,25%. Gli altri termini dell’accordo riguardano: i) l’assegnazione a favore del Consorzio di 2 milioni/anno di tonnellate di capacità addizionale nell’oleodotto CPC con regimazione entro il 2014 e fino alla scadenza del FPSA; ii) la definizione di una serie di contenziosi pendenti in materia fiscale fino a tutto il 2009.

Attività esplorativa
Oltre ai successi in Mozambico, l’attività esplorativa ha avuto esito positivo in:

  • Egitto con la rilevante scoperta Emry Deep 1X già avviata alla produzione nella concessione Meleiha con volumi di olio in place stimati tra i 150 e 250 milioni di barili di olio;
  • Angola (i) nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore), con la scoperta a olio di Vandumbu 1, primo pozzo di committment del secondo periodo esplorativo; (ii) nel Blocco 2 (Eni 20%), con la perforazione del pozzo Etele Tampa 7, mineralizzato a gas e condensati;
  • Stati Uniti, nel Blocco Green Canyon 903 (Eni 12,25%) nel Golfo del Messico con il successo della campagna di delineazione della scoperta di Heidelberg, incrementando le risorse recuperabili fino a circa 200 milioni di barili.

 

Avvii produttivi
A giugno 2012 è stata avviata la produzione di gas del giacimento offshore di Seth, situato nella concessione Ras El Barr, in Egitto. Si stima che il giacimento produrrà circa 4,8 milioni di metri cubi di gas/giorno, dei quali 1,7 milioni (circa 11.000 barili di olio equivalente al giorno) in quota Eni.

Cessione di Snam a Cassa Depositi e Prestiti
Il 30 maggio 2012 Eni e Cassa Depositi e Prestiti (CDP) hanno fissato i termini principali della cessione del 30% meno un’azione del capitale votante di Snam al prezzo di €3,47 per azione per il corrispettivo complessivo di €3.517 milioni. Il contratto di compravendita tra le due controparti è stato stipulato il 15 giugno e soggetto a talune condizioni sospensive tra le quali l’ottenimento dell’autorizzazione antitrust, con il closing che potrà essere realizzato a partire dal 15 ottobre prossimo. Il closing della transazione determinerà la perdita del controllo di Eni su Snam.
Il corrispettivo dell’operazione sarà pagato da CDP in tre tranche:
(i) prima tranche pari a €1,759 miliardi da pagarsi alla data del closing;
(ii) seconda tranche pari a €879 milioni da pagarsi entro il 31 dicembre 2012;
(iii) terza tranche, a saldo del corrispettivo dovuto, pari a €879 milioni, da pagarsi entro il 31 maggio 2013.
L’operazione4 attua le disposizioni del decreto legge sulle “liberalizzazioni” (DL n. 1/2012, art. 15, convertito nella legge n. 27/2012) ai sensi del quale la separazione di Snam da Eni deve avvenire secondo il modello di separazione proprietaria (c.d. “ownership unbundling”; ex D.Lgs n. 93/2011) in conformità ai criteri, alle condizioni e alle modalità definite dal Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri emanato in data 25 maggio 2012 (il “DPCM”) volti ad assicurare la piena terzietà di Snam nei confronti della maggiore impresa di produzione e vendita di gas naturale in Italia.
Inoltre il DPCM stabilisce la cessione della quota residua di Eni in Snam mediante procedure di vendita trasparenti e non discriminatorie rivolte al pubblico dei risparmiatori e degli investitori istituzionali. In tale ambito, il 18 luglio 2012 Eni ha finalizzato la cessione di una partecipazione pari al 5% del capitale sociale di Snam (178.559.406 azioni ordinarie) attraverso una procedura di accelerated bookbuilding rivolta a investitori istituzionali italiani ed esteri. Il corrispettivo dell’operazione è di €612,5 milioni, pari a €3,43 per azione.
Il disinvestimento dai Business regolati Italia grazie agli incassi della vendita e al deconsolidamento del debito di Snam consentirà a Eni di rafforzare in misura importante la struttura patrimoniale, con un rapporto debito-mezzi propri allineato a quello delle migliori compagnie petrolifere internazionali. In tal modo Eni disporrà della necessaria flessibilità finanziaria nel contesto del nuovo modello di business caratterizzato dalla forte esposizione upstream, delle ingenti risorse richieste per sostenere la crescita delle produzioni e lo sviluppo delle recenti scoperte, e delle difficili condizioni del mercato del credito.

Cessione di Galp
Il 20 luglio 2012 Eni ha concluso con Amorim Energia BV l’operazione di cessione di 41.462.532 azioni, al prezzo di €14,25 per azione, pari al 5% del capitale sociale di Galp Energia SGPS, SA. Come previsto dagli accordi firmati da Eni, Amorim Energia e Caixa Geral de Depositos  e comunicati al mercato il 29 marzo, tale vendita sancisce l’uscita di Eni dal patto parasociale e la cessazione del rapporto di collegamento con Galp. La partecipazione Eni in Galp Energia scende al 28,34% e assume natura finanziaria.

 

Evoluzione prevedibile della gestione

L’outlook 2012 è caratterizzato dal rallentamento della ripresa economica mondiale sulla quale pesano le ridotte prospettive di crescita dei Paesi dell’eurozona. I mercati delle commodity energetiche rimangono volatili. Per le finalità di proiezione economico-finanziaria di breve termine, Eni assume un prezzo medio annuo del marker Brent di 117 $/barile sostenuto dal buon andamento della domanda proveniente da Cina e altre economie emergenti e dai rischi geopolitici, attenuati dal progressivo rientro della produzione libica. Le prospettive del settore del gas sono sfavorevoli. La domanda è attesa su di un trend debole a causa del rallentamento economico nell’eurozona e della crisi dei consumi termoelettrici, mentre l’offerta si conferma abbondante con mercati spot continentali molto liquidi. La competizione sul pricing continua a essere intensa tenuto conto degli obblighi minimi di prelievo dei contratti di approvvigionamento take-or-pay e delle ridotte opportunità di vendita, con effetti depressivi sui margini. Il management prevede il permanere dei margini di raffinazione su livelli non remunerativi a causa degli elevati costi della carica e delle utility energetiche “oil-linked”, contrazione della domanda di carburanti ed eccesso di capacità.
Le previsioni del management con riguardo alle principali metriche di produzione e vendita dei business Eni sono le seguenti:
produzione di idrocarburi: è prevista in crescita rispetto al 2011 (1,58 milioni di boe/giorno il dato consuntivo 2011) per effetto del progressivo recupero della produzione libica al livello ante crisi, attenuato dagli slittamenti di alcuni importanti avvii, dall’impatto della fermata di Elgin Franklin nella sezione britannica del Mare del Nord e dalla rapida crescita dei fenomeni di furto e sabotaggio registrati in Nigeria;
vendite di gas: sono previste sostanzialmente in linea rispetto al 2011 (96,76 miliardi di metri cubi il dato consuntivo 2011; includono le vendite consolidate, la quota Eni delle joint venture e le vendite upstream in Europa e nel Golfo del Messico). In Italia dove è attesa una contrazione importante della domanda a causa della recessione e del crollo dei consumi termoelettrici, il management prevede di recuperare volumi e quota di mercato puntando a sviluppare il segmento retail e le vendite spot; all’estero i principali driver di crescita saranno l’espansione nei mercati target di Francia, Germania/Austria e Benelux, oltre al perseguimento di opportunità di vendita di GNL nei mercati a premio. Il conseguimento degli obiettivi di vendita farà leva sui driver di miglioramento della posizione di costo Eni grazie ai benefici delle rinegoziazioni, integrazione degli asset acquisiti in Europa, sviluppo dell’offerta commerciale attraverso una piattaforma multi-Country e l’eccellenza nel servizio. Gli obiettivi di margine industriale saranno sostenuti grazie allo sviluppo delle attività di trading puntando a estrarre valore dagli asset in portafoglio;
lavorazioni in conto proprio: sono previste in calo rispetto ai volumi lavorati nel 2011 (31,96 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2011) a causa dell’attesa contrazione della domanda di carburanti e dello scenario negativo. Il management ha pianificato le opportune iniziative di ottimizzazione delle lavorazioni agendo su rese, assetti e flessibilità, e di miglioramento di efficienza (costi fissi e di logistica, consumi energetici) per attenuare la volatilità dello scenario e conseguire benefici immediati sul risultato operativo;
vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in flessione rispetto al 2011 (11,37 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2011) a causa della contrazione attesa dei consumi nazionali. In un contesto di accesa competizione, il management intende difendere la quota di mercato Italia facendo leva su politiche commerciali in linea con le esigenze dei clienti, la forza del marchio Eni con il completamento del rebranding della rete, l’eccellenza del servizio e lo sviluppo dell’offerta non oil. Nel resto d’Europa si prevedono volumi nel complesso stabili;
Ingegneria & Costruzioni: le prospettive reddituali sono positive per effetto del solido posizionamento competitivo del business e della robustezza del portafoglio ordini.

Nel 2012 il management prevede un livello di spending per gli investimenti delle continuing operations sostanzialmente in linea rispetto al 2011 (€11,91 miliardi l’ammontare degli investimenti tecnici delle continuing operations e €0,36 miliardi quello di investimenti finanziari del consuntivo 2011). I principali temi del 2012 riguarderanno la prosecuzione dell’esplorazione per accertare il potenziale delle recenti scoperte (Mozambico, Norvegia, Ghana e Indonesia), le aree di crescita della produzione e le attività di ottimizzazione dei giacimenti. Altre iniziative di investimento sono previste per il completamento del progetto EST nella raffinazione, potenziamenti selettivi nella petrolchimica e interventi di upgrading della flotta Saipem. Il leverage a fine periodo è previsto in miglioramento rispetto al livello consuntivato nel 2011 assumendo lo scenario di prezzo del Brent a 117 dollari/barile e gli effetti delle dismissioni avviate.

(1) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 33.
(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. 33.
(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.
(4) Alla data della transazione CDP possiede una partecipazione in Eni tale da poter esercitare un’influenza notevole su quest’ultima nonché è sottoposta, con Eni, a comune controllo da parte del MEF. Pertanto l’operazione si configura come operazione di maggiore rilevanza con parti correlate ai sensi del Regolamento Consob. Per informazioni di dettaglio si rinvia al Documento Informativo redatto ai sensi dell'articolo 5 del Regolamento Consob 17221/2010 e dell'articolo 71 del Regolamento 11971/1999, disponibile sul sito internet eni.com.

 

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 2012, 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 ieri dal CdA Eni 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 2012 e al secondo trimestre 2011 e al primo semestre 2012 e 2011. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 giugno 2012, al 31 marzo 2012 e al 31 dicembre 2011. La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella Relazione finanziaria semestrale consolidata e nella Relazione finanziaria annuale consolidata.
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 2012 sono gli stessi adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale consolidata 2011, per la cui descrizione si fa rinvio.
Il Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri (DPCM) emanato il 25 maggio 2012 ha stabilito i termini e le modalità della separazione proprietaria della Snam da Eni sancita dall’art. 15 del DL n.1/2012 “Decreto Liberalizzazioni”, convertito nella legge n. 27 del 24 marzo 2012. I Business regolati Italia nel settore gas gestiti dalla Snam costituiscono un segmento di attività rilevante per Eni e pertanto sono stati rappresentati nei risultati del secondo trimestre e primo semestre 2012 come “discontinued operations” in conformità alle disposizioni del principio contabile internazionale IFRS 5. Gli effetti della sospensione del processo di ammortamento prevista dal principio contabile non sono significativi considerando che la data di definizione degli accordi di cessione è prossima alla chiusura del periodo contabile. In base alle disposizioni del principio citato le attività/passività, il risultato netto e il flusso di cassa netto da attività operativa relativi al settore dei Business regolati Italia costituito dalla Snam SpA e dalle sue controllate, sono rappresentati distintamente dalle “continuing operations” del Bilancio consolidato Eni. In relazione a ciò trattandosi di società consolidate, i risultati economici della discontinued operation sono quelli derivanti dalle operazioni con controparti terze rispetto al Gruppo e pertanto tengono conto del processo di elisione delle transazioni intercompany. Tale modalità di rappresentazione non è indicativa dei risultati di Snam e delle continuing operations come entità indipendenti. I periodi contabili di confronto sono stati oggetto di re-statement per omogeneità.
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 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 trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.

* * *

 

Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2012 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni all’indirizzo eni.com.

 

 

Il testo completo del Comunicato Stampa è disponibile nella versione pdf.

PDF 1.46 MB