Eni annuncia i risultati del Quarto Trimestre e del Preconsuntivo 2012

Highlight finanziari ¹

• Continuing operations:
  • Utile operativo adjusted: €19,75 miliardi (+14,6%) nel 2012; €4,96 miliardi (+17%) nel trimestre;
  • Utile operativo adjusted escluso il contributo Snam*: +20,2% nel 2012; +29,7% nel trimestre;
  • Utile netto adjusted: €7,13 miliardi (+2,7%) nel 2012; €1,52 miliardi (-3,6%) nel trimestre;
  • Utile netto adjusted escluso il contributo Snam*: +7,6% nel 2012; +9,2% nel trimestre;
  • Cash flow: €12,42 miliardi nel 2012; €2,17 miliardi nel trimestre; leverage ² da 0,46 a 0,25;
• Utile netto: €7,79 miliardi nel 2012; €1,46 miliardi nel trimestre;
• Dividendo proposto: €1,08 per azione di cui €0,54 già distribuiti come acconto.

Highlight operativi

• Record di risorse scoperte nell’anno: 3,64 miliardi di boe;
• Record di riserve certe degli ultimi otto anni: 7,17 miliardi di barili con il riferimento Brent a $111/barile.
  Tasso di rimpiazzo organico delle riserve 147% ³;
• Produzione di idrocarburi reported: 1,701 milioni di boe/giorno in crescita del 7% nell’anno e del 3,6% nel trimestre ³;
• Vendite di gas: -1,5% nell’anno a 95,32 miliardi di metri cubi, -1,5% nel trimestre;
• Accordo con Anadarko per lo sviluppo coordinato delle attività onshore comuni in Mozambico;
• Acquisite nell’anno licenze esplorative nelle aree emergenti di Liberia, Kenia, Vietnam, Cipro e offshore russo;
• Ulteriori progressi nel disinvestimento di Snam e Galp anche con l’emissione di prestiti obbligazionari convertibili;
• Avviata riorganizzazione delle attività downstream nel corso del 2012.

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
“Il 2012 è stato un anno record per la nostra esplorazione con risorse scoperte pari a circa 6 volte la produzione annua grazie ai risultati eccezionali raggiunti in Mozambico e ai successi ottenuti nell’Africa Occidentale, nel Mare di Barents e in Indonesia. Abbiamo fatto progressi anche nei progetti di sviluppo, incrementando le nostre riserve e portandole sui migliori livelli di sempre. La nostra divisione Exploration & Production, grazie alla crescita della produzione, ha conseguito utili operativi eccellenti. In Gas & Power e Refining & Marketing abbiamo ottenuto significativi recuperi di efficienza che ci hanno permesso di assorbire buona parte degli effetti di uno scenario europeo ancora difficile. Eni, con una struttura patrimoniale rafforzata anche dalle dismissioni di Snam e Galp, conseguirà nell’upstream tassi di crescita al top dell’industria.‘

(1) Per effetto del 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.
(2) Rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto. V. nota metodologica a pag. 36.
(3) Con esclusione dell’impatto dell’aggiornamento del coefficiente di conversione del gas. Per ulteriori informazioni v. pag. 9.
(*) Il contributo di Snam escluso è l’utile sulle transazioni di Snam con il Gruppo Eni incluso nelle continuing operations in base all’IFRS5. L’utile operativo adjusted e l’utile netto adjusted non sono misure di risultato previste dagli IFRS.

 
(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 quarto trimestre 2012 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted delle continuing operations di €4,96 miliardi con un aumento del 17% rispetto al quarto trimestre 2011 per effetto della solida performance della divisione Exploration & Production (+15,4%) trainata anche dalla ripresa della produzione in Libia. La divisione Refining & Marketing ha registrato una significativa riduzione della perdita operativa (+€259 milioni) grazie alle azioni di efficienza e ottimizzazione. La divisione Gas & Power ha riportato un utile operativo comparato alla perdita nel trimestre precedente (+€113 milioni di variazione) beneficiando delle rinegoziazioni di alcuni contratti di approvvigionamento, con effetti in parte di competenza dell’esercizio precedente, e della ripresa delle forniture libiche. Anche il settore Chimica ha contenuto le perdite. Questi incrementi sono stati parzialmente assorbiti dalla flessione del risultato dell’Ingegneria & Costruzioni (-18,7%) che è stato penalizzato dal calo della domanda di servizi e dai minori margini di alcune commesse.
Il risultato operativo di Gruppo è stato sostenuto nel complesso dall’apprezzamento del dollaro rispetto all’euro (+3,8%).
Nell’anno 2012 l’utile operativo adjusted delle continuing operations di €19,75 miliardi è aumentato del 14,6% rispetto al 2011 per effetto degli stessi driver del trimestre.

Utile netto adjusted
Nel quarto trimestre 2012 l’utile netto adjusted delle continuing operations è stato di €1,52 miliardi (-3,6%). Il miglioramento della performance operativa è stato compensato dai minori proventi delle società collegate e joint venture (-€243 milioni) e dall’incremento di circa 11 punti percentuali del tax rate determinato dal maggior contributo della divisione Exploration & Production, dalla svalutazione di imposte differite attive delle società italiane rilevate nei precedenti trimestri non classificate come special item (circa €230 milioni) e dal minor contributo dei proventi su partecipazione. Su base annua, l’utile netto adjusted delle continuing operations di €7,13 miliardi è aumentato del 2,7%.

Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici delle continuing operations di €3,89 miliardi nel quarto trimestre (€12,76 miliardi nell’anno) hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi e i progetti di ricerca esplorativa per €3,14 miliardi nonché l’upgrading della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem. Nell’anno sono stati sostenuti €0,57 miliardi di investimenti finanziari.

Struttura patrimoniale e Cash flow
La struttura patrimoniale di Eni si modifica in misura sostanziale rispetto al 2011 per effetto della cessione di una quota in Snam (circa il 30% ceduto a Cassa Depositi e Prestiti per €3,52 miliardi) con perdita del controllo e del conseguente deconsolidamento del debito finanziario di €12,45 miliardi di Snam. Il leverage 4 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi azionisti – a fine esercizio è pari a 0,25. L’indebitamento finanziario netto 5 al 31 dicembre 2012 è pari a €15,45 miliardi con una diminuzione di €12,59 miliardi sul 2011 per effetto oltre che della transazione Snam, del flusso di cassa netto da attività operativa delle continuing operations di €12,42 miliardi, del flusso delle altre operazioni di dismissione pari a €2,5 miliardi riferito principalmente alla cessione di quote in Galp (€0,96 miliardi) e asset marginali nel settore Exploration & Production, e del flusso di cassa del capitale proprio relativo alla cessione di una quota minoritaria del 5% in Snam ante perdita del controllo (€0,61 miliardi). Questi flussi positivi sono stati parzialmente assorbiti dalle esigenze di cassa per gli investimenti (€13,33 miliardi) e per il pagamento dei dividendi agli azionisti Eni (€3,84 miliardi) e alle minoranze (€0,54 miliardi).
Rispetto al 30 settembre 2012 l’indebitamento finanziario netto è diminuito di €4,17 miliardi per effetto della vendita della quota Snam, del flusso di cassa netto da attività operativa delle continuing operations di €2,17 miliardi e della cessione di una tranche del pacchetto azionario Galp (€0,38 miliardi). Gli investimenti di periodo sono stati di €3,89 miliardi.

Dividendo 2012
Il Consiglio di Amministrazione intende proporre all’Assemblea degli azionisti la distribuzione di un dividendo di €1,08 per azione 6 (€1,04 nel 2011) di cui €0,54 distribuiti nel settembre 2012 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di €0,54 per azione sarà messo in pagamento a partire dal 23 maggio 2013 con stacco cedola il 20 maggio 2013.

(a) Dal 1° luglio 2012, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00643 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00636 barili di petrolio). L’effetto sulle produzioni è di 9.000 boe/giorno. Per maggiori informazioni vedi pag. 9.

Exploration & Production
Nel quarto trimestre 2012 la produzione di idrocarburi reported è stata di 1,747 milioni di boe/giorno (1,701 milioni di boe/giorno nel 2012), calcolata sulla base del coefficiente di conversione del gas aggiornato in ragione di 1.000 metri cubi equivalenti a 6,43 barili (in precedenza 6,36 barili; per maggiori informazioni v. nota metodologica a pag. 9). Su base omogenea, escludendo cioè gli effetti dell’aggiornamento del coefficiente di conversione del gas, la produzione ha registrato una crescita del 3,6% nel trimestre e del 7% su base annua. La performance è stata sostenuta dalla ripresa delle attività in Libia, dagli avvii/entrata a regime di giacimenti in particolare in Russia, e dalle maggiori produzioni in Iraq. 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%) operato da altra Oil Major, dagli eventi di forza maggiore in Nigeria e dai declini produttivi.

Gas & Power
Le vendite di gas Eni nel quarto trimestre 2012 di 25,08 miliardi di metri cubi sono diminuite dell'1,5% rispetto al quarto trimestre 2011. Al netto della perdita dei volumi di Galp per il venir meno del rapporto di collegamento, le vendite di gas sono sostanzialmente in linea. In uno scenario caratterizzato dalla contrazione della domanda europea e dall’intensificarsi della pressione competitiva, le vendite Eni in Italia (10,15 miliardi di metri cubi) hanno registrato un incremento del 9,1% per effetto dei maggiori volumi venduti al PSV/borsa (+0,62 miliardi di metri cubi) e al segmento grossista (+0,37 miliardi di metri cubi). Tali aumenti sono stati parzialmente compensati dai minori prelievi del settore termoelettrico (-0,20 miliardi di metri cubi) penalizzato dal calo della richiesta elettrica. Nel trimestre sono più che raddoppiati i ritiri degli importatori in Italia (+0,45 miliardi di metri cubi) a seguito della ripresa delle forniture libiche. Tali incrementi sono stati più che compensati dalla riduzione nei mercati europei (-1,56 miliardi di metri cubi) registrata principalmente nei mercati della Penisola Iberica (-0,67 miliardi di metri cubi) che sconta la citata mancata rilevazione delle vendite di Galp, UK/Nord Europa (-0,28 miliardi di metri cubi) e Turchia (-0,22 miliardi di metri cubi).
Su base annua, le vendite di gas (95,32 miliardi di metri cubi) hanno registrato un calo dell’1,5% rispetto all’anno precedente. In Italia la perdita di volumi della prima parte dell’anno è stata assorbita dalla crescita conseguita nel quarto trimestre. All’estero la flessione (-2,5%) è attribuibile alle minori vendite agli importatori in Italia (-15,7%) e al calo registrato nei principali mercati europei (Benelux e Penisola Iberica). In aumento le vendite nei mercati extra europei (+0,55 miliardi di metri cubi) sostenute dal positivo andamento dell’attività di com­mercializzazione di GNL nel Far East, in particolare in Giappone.

Refining & Marketing
Nel quarto trimestre 2012 il margine di raffinazione nell’area del Mediterraneo ha confermato la volatilità evidenziata nei precedenti trimestri (TRC Brent a 2,54 $/barile in linea rispetto al periodo di confronto) rimanendo su livelli non remunerativi come conseguenza della perdurante debolezza della domanda a fronte di uno strutturale eccesso di capacità. L’elevato livello della quotazione del greggio ha sostenuto i prezzi delle utility.
Su base annua il margine di raffinazione, seppur in un quadro di estrema volatilità, è risultato complessivamente in ripresa rispetto al 2011 (TRC Brent a 4,83 $/barile, +2,77 $/barile), pur rimanendo su livelli non remunerativi, mentre  il differenziale tra greggi leggeri e pesanti ha subito un forte restringimento.
Nel quarto trimestre 2012 le vendite di prodotti petroliferi sul mercato rete Italia di 1,8 milioni di tonnellate (7,83 milioni di tonnellate su base annua) hanno registrato una flessione del 12,2% rispetto al periodo di confronto (-250 mila tonnellate; circa -530 mila tonnellate pari a -6,3% nell’anno) per effetto della contrazione dei consumi e della crescente pressione competitiva i cui effetti sono stati compensati dal contributo delle iniziative commerciali che hanno consentito di incrementare la quota di mercato media annua di 0,7 punti percentuali rispetto al 2011 (da 30,5% nel 2011 a 31,2% nel 2012).

Cambio euro/dollaro USA
I risultati del quarto trimestre e dell’esercizio 2012 hanno beneficiato dell’apprezzamento del dollaro rispetto all’euro (+3,8% nel trimestre; +7,7% nell’anno).

Sviluppi di business
Nel 2012 Eni ha posto le basi per una nuova fase di crescita della produzione oil&gas che nel medio-lungo termine consentirà tassi di incremento superiori a quelli dei competitor facendo leva sugli straordinari successi esplorativi dell’ultimo quadriennio, in particolare il 2012, sulla forte ripresa delle attività in Libia e sull’eccellente portafoglio di progetti. Nel settore Exploration & Production l’attività esplorativa dell’anno ha aggiunto 3,64 miliardi di boe di risorse, principalmente grazie all’enorme volume di gas scoperto in Mozambico con la campagna di appraisal di Mamba e con la scoperta del nuovo asset esplorativo di Coral. Altri importanti risultati sono stati ottenuti nelle aree core di Norvegia, Angola, Indonesia e Ghana, oltre che in Pakistan. Il portafoglio è stato consolidato attraverso l’acquisizione di nuovo acreage esplorativo in Kenia, Liberia, offshore russo, Vietnam, Ucraina, Pakistan e Cina. La produzione ha beneficiato del quasi completo riavvio di tutti i nostri impianti in Libia nonostante la complessa fase di transizione che sta vivendo il Paese dopo la caduta del regime. I settori Gas & Power, Refining & Marketing e della Chimica maggiormente esposti all’andamento dell’economia europea sono stati penalizzati dalla contrazione della domanda e dalla pressione competitiva. Stiamo attuando le necessarie azioni per il recupero della redditività. Nel settore Gas & Power siamo impegnati nella rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento e in strategie di ottimizzazione dei margini e di contenimento del rischio take-or-pay. Nel Refining & Marketing abbiamo intensificato le azioni di efficienza e di difesa della quota di mercato. Nella Chimica stiamo ristrutturando i siti critici e abbiamo lanciato i progetti della chimica verde nell’ambito della strategia volta a incrementare il peso dei business a maggiore valore aggiunto. In tutti e tre i settori abbiamo promosso iniziative di internazionalizzazione per cogliere le opportunità dei mercati in crescita.

Exploration & Production
Mozambico
La campagna esplorativa condotta nel 2012 nell’area operata 4 nel bacino offshore di Rovuma ha confermato la valenza mondiale della scoperta a gas del  Mamba Complex. Sono stati perforati in totale 7 pozzi esplorativi e di appraisal conseguendo altrettanti successi. Di particolare rilevanza, oltre ai pozzi sul complesso di Mamba, la scoperta  effettuata con i pozzi Coral 1 e Mamba Nord Est 1, che ha identificato nuovi complessi  separati da Mamba, tutti contenuti in Area 4, con dimensioni anche esse “giant‘.  Eni stima che il pieno potenziale delle scoperte effettuate a oggi nell’Area 4 raggiunga i 2.115 miliardi di metri cubi di gas in place. Eni ha in programma la perforazione di almeno altri 2 pozzi per completare l’accertamento del po­tenziale dell’area.
Nel dicembre 2012 Eni ha firmato un accordo con Anadarko Petroleum Corporation che consentirà di realizzare un programma di sviluppo coordinato delle attività offshore in comune tra l’Area 4, operata da Eni, e l’Area 1, operata da Anadarko. Inoltre, le due compagnie hanno pianificato la progettazione e realizzazione congiunta di impianti onshore per la produzione di GNL nel nord del Paese.

Repubblica di Cipro
Nel gennaio 2013 Eni ha firmato i contratti di Exploration and Production Sharing con la Repubblica di Cipro per le attività di esplorazione e produzione nei Blocchi 2, 3 e 9 situati nelle acque profonde del Bacino del Levantino, per una  superficie complessiva di 12.530 chilometri quadrati, segnando l’ingresso nel Paese. Eni sarà operatore (80%) del consorzio che condurrà le attività.

Pakistan
Nel dicembre 2012 è stato firmato con le Autorità del Pakistan e la compagnia petrolifera di Stato OGDCL un accordo per l’acquisizione del 25% e dell’operatorship della licenza esplorativa Indus Block G, situata nell’offshore ultra profondo del bacino dell’Indo per un’estensione di circa 7.500 chilometri quadrati.

Libia
Sono state riavviate le attività esplorative onshore in Libia attraverso la perforazione del pozzo esplorativo A1-108/4 che raggiungerà una profondità totale di circa 4.420 metri. Si tratta del primo di una campagna esplorativa onshore che continuerà nel 2013 e che segna un altro passo importante per la ripresa delle attività upstream Eni nel Paese.

Ghana
Nell’agosto 2012 Eni e la società Vitol hanno firmato un Memorandum of Understanding con il Governo e con la Società di Stato del Ghana per lo sviluppo e la commercializzazione delle riserve di gas scoperte nel blocco Offshore Cape Three Points, operato da Eni con una quota del 47,22%, situato nel Tano Basin.
Nell’ambito delle attività esplorative condotte nel blocco, è stata effettuata nel settembre 2012 la prima scoperta a olio con il pozzo Sankofa East-1X. Il primo pozzo di delineazione della scoperta Sankofa Est 2A perforato a inizio 2013 ha consentito di stimare il potenziale complessivo della scoperta in circa 450 milioni di barili di olio in place, con risorse recuperabili fino a 150 milioni di barili evidenziando continuità tra i due reservoir. Sono stati avviati gli studi per un rapido sviluppo commerciale della scoperta.

Liberia
Nell’agosto 2012 è stata acquisita la partecipazione del 25% in tre blocchi offshore operati da altra compagnia petrolifera internazionale. I blocchi si estendono per 9.560 chilometri quadrati a una profondità d’acqua massima di 3.000 metri. L’operazione segna l’ingresso di Eni nel Paese.

Kenya
Nel luglio 2012 sono stati assegnati a Eni dal governo del Kenya tre contratti di production sharing relativi ai blocchi esplorativi offshore L-23, L-21 e L-24 dell’estensione di oltre 35.000 chilometri, situati nel Bacino di Lamu.

Vietnam
Nel giugno e luglio 2012, è stata acquisita la 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. È programmata un’intensa campagna esplorativa che prevede la perforazione di quattro pozzi.
Nel gennaio 2013 Eni e la compagnia di stato vietnamita PetroVietnam hanno firmato un Memorandum of Understanding per lo sviluppo di opportunità di business in Vietnam e all’estero.

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.

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.

Attività esplorativa
Oltre ai successi in Mozambico e alla scoperta a olio in Ghana l’attività esplorativa ha avuto esito positivo in:

• Norvegia, nella licenza PL532 (Eni 30%) nel Mare di Barents con l’importante scoperta a olio e gas del giacimento di Havis e con il successo della campagna di delineazione del giacimento di Skrugard. Le riserve di olio recuperabili nell’intera licenza PL532 sono già stimate in almeno 500 milioni di barili al 100%;
• Egitto, nella concessione Meleiha (Eni 56%) con: (i) la scoperta a olio di Emry Deep 1X già avviata con successo alla produzione; (ii) la scoperta a olio di Rosa North 1X, con start-up nel corso del 2013. Il breve time-to-market per lo sviluppo di questi giacimenti rientra nella strategia di Eni volta a focalizzarsi sullo sviluppo rapido di asset a olio convenzionali e sinergici;
• Congo, con la scoperta a gas di Nene Marine 1 nel permesso offshore (Eni 65% operatore) Marine XII che saranno oggetto di campagne di delineazione nel corso del 2013;
• Indonesia, con la scoperta a gas di Katak Biru nel permesso Muara Bakau (Eni 55% operatore) situata a 30 km dalla scoperta di Jangkrik Nord Est;
• Angola (i) nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore), con la scoperta a olio di Vandumbu 1 che verrà integrata nello schema di sviluppo del West Hub; (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 a olio di Heidelberg, incrementando le risorse recuperabili fino a circa 200 milioni di barili al 100%;
• Pakistan, con la scoperta a gas nella concessione esplorativa Badhra Area B (Eni 40% operatore). Il pozzo è  già stato allacciato con successo alla produzione. La dimensione della scoperta, il cui accertamento richiederà ulteriori pozzi di delineazione, è stimata tra 8,5 e 11,5 miliardi di metri cubi di gas in place;
• Nigeria, nell’Opl 282 (Eni  90%) con la scoperta a olio del pozzo Tinpa 1; nell’Opl 2009 (Eni 49%) con la scoperta a olio effettuata con i pozzi Afiando 1 e 2.

Avvii produttivi
In linea con i piani produttivi sono stati avviati i seguenti principali giacimenti:

(i)   Menzel Ledjmet Est (MLE), situato nel Blocco 405b (Eni 75%) in Algeria. Lo start-up è stato conseguito attraverso la realizzazione di un impianto di trattamento di gas per la produzione giornaliera e la vendita di 9 milioni di metri cubi di gas, di 15.000 barili di olio e condensato e di 12.000 barili di GPL;
(ii)  Seth, situato nella concessione Ras El Barr (Eni 50%), 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;
(iii)  Kizomba satelliti-fase 1 (Eni 20%), in Angola. Il picco produttivo di 72 mila barili/giorno (12 mila in quota Eni) è atteso nel 2013;
(iv) OML119 Phase 2A, in Nigeria, con la perforazione di due pozzi produttivi sottomarini collegati alla FPSO presente nell’area. Il picco produttivo è stimato in 15 mila barili/giorno;
(v)  Samburgskoye (Eni 29,4%) in Siberia, attraverso l’avvio dei primi due treni di trattamento e con un livello produttivo stimato in 98 mila boe/giorno (28 mila in quota Eni). Il picco produttivo stimato in 146 mila boe/giorno (43 mila boe/giorno in quota Eni) è previsto nel 2016.

Gas & Power
Eni ha firmato un accordo trilaterale con la coreana Korea Gas Corporation e la giapponese Chubu Electric Power Company per la vendita di 28 carichi di Gas Naturale Liquefatto (GNL), corrispondenti a 1,7 milioni di tonnellate di GNL, nel periodo 2013-2017.

Refining & Marketing
In ottobre 2012 è stato varato il progetto Green Refinery per la conversione del sito di Venezia in “bio-raffineria‘ destinata alla produzione di bio-carburanti. Il progetto prevede un investimento di circa €100 milioni e farà leva sulla tecnologia proprietaria Ecofining. La produzione di biocarburanti è prevista in avvio a inizio 2014 una volta completata la conversione degli impianti esistenti e crescerà progressivamente a seguito dell’entrata in esercizio dei nuovi impianti che saranno completati nel primo semestre del 2015.

Chimica
Nell’ottobre 2012 Versalis, la controllata Eni attiva nella chimica e leader nella produzione di elastomeri, ha definito due joint venture con importanti operatori della Corea del Sud e Malesia per la realizzazione di impianti per la produzione di elastomeri con tecnologia e know-how Versalis. Tali iniziative si inquadrano nella strategia di espansione internazionale nei mercati asiatici che presentano importanti prospettive di crescita nei segmenti di mercato dove Versalis vanta posizioni di leadership (elastomeri).

Nel gennaio 2013 Versalis ha firmato una partnership strategica con Yulex per la produzione di bio gomma per applicazioni di largo consumo, medicali e industriali e per la realizzazione di un complesso produttivo industriale nell’Europa del Sud. La partnership farà leva sulle competenze agronomiche di Yulex e sulle tecnologie di estrazione della bio gomma per ampliare il portafoglio di prodotti green di Versalis.

Cessione di Snam a Cassa Depositi e Prestiti
Il 15 ottobre 2012, a seguito del verificarsi delle condizioni sospensive tra le quali il nulla osta da parte dell’Antitrust, è stata perfezionata la cessione a Cassa Depositi e Prestiti (“CDP‘) della quota del 30% meno un'azione del capitale votante di Snam SpA in mano a Eni. La cessione ha dato attuazione alla Legge italiana 27/2012 sulle Liberalizzazioni che ha stabilito la separazione proprietaria di Snam da Eni e, attraverso gli atti esecutivi, disposto l’uscita completa di Eni dal capitale di Snam. L’operazione con CDP ha riguardato 1.013.619.522 azioni ordinarie dell’entità al prezzo unitario di €3,47 che corrisponde alla rilevazione di una plusvalenza di conto economico di €2,02 miliardi. Il corrispettivo totale di €3,517 miliardi è stato incassato per il 75% entro la data di bilancio; il saldo pari a €879 milioni sarà incassato entro febbraio 2013. Il deconsolidamento di Snam, che aveva già rimborsato quasi per intero i finanziamenti intercompany prima della transazione, a partire dal quarto trimestre 2012 ha comportato la riduzione dei debiti finanziari pari a €12,45 miliardi.

Considerata la vendita di un pacchetto di azioni Snam del 5% eseguita il 18 luglio 2012 con investitori istituzionali, la partecipazione residua in Snam successiva alla “transaction date‘ con CDP è pari al 20,2% del capitale sociale dell’entità. Tale partecipazione è classificata come strumento finanziario disponibile per la vendita ed è valutata al fair value rappresentato dal prezzo di borsa che ha comportato l’iscrizione di una rivalutazione a conto economico di €1.451 milioni al prezzo corrente di €3,5 per azione e i successivi adeguamenti di fair value a patrimonio netto con l'eccezione della quota al servizio di un bond convertibile come di seguito descritto. Lo smobilizzo della partecipazione è proseguito nel gennaio 2013 attraverso il collocamento di €1.250 milioni di bond senior unsecured convertibili in azioni ordinarie di Snam della durata di 3 anni e cedola annuale dello 0,625%. I bond saranno convertibili in azioni ordinarie Snam ad un prezzo di conversione di €4,33 per azione che rappresenta un premio di circa il 20% rispetto al prezzo corrente. Il sottostante dei bond è rappresentato da circa 288,7 milioni di azioni ordinarie Snam, pari a circa l’8,54% del capitale della società. Le variazioni di fair value di tale pacchetto azionario sono imputate a conto economico in luogo del patrimonio netto a partire dalla rilevazione iniziale (data della perdita del controllo) in applicazione della fair value option prevista dallo IAS 39 che è stata attivata per rappresentare su base omogenea il derivato implicito nel bond convertibile e le azioni al servizio della conversione. Gli effetti sono stati trascurabili.

Cessione di Galp
Il disinvestimento della partecipazione in Galp Energia SGPS SA (“Galp‘) è stato avviato il 29 marzo 2012 a seguito della modifica degli accordi parasociali tra Eni e gli altri azionisti di riferimento, Amorim Energia BV e Caixa Geral de Depositos SA, in forza dei quali il 20 luglio 2012 Eni ha ceduto ad Amorim Energia il 5% del capitale sociale Galp uscendo dal patto parasociale. La transazione ha riguardato 41,5 milioni di azioni al prezzo unitario di €14,25 per il corrispettivo totale di €582 milioni e una plusvalenza di conto economico di €288 milioni nel terzo trimestre 2012. A seguito di tale transazione la partecipazione residua di Eni del 28,34% assume natura finanziaria quale titolo disponibile per la vendita ed è valutata al fair value rappresentato dal prezzo di borsa che ha comportato l’iscrizione di una rivalutazione a conto economico di €865 milioni al prezzo corrente di €10,78 per azione sempre nel terzo trimestre; nel terzo trimestre i successivi adeguamenti dell’intero pacchetto azionario sono stati rilevati nel patrimonio netto non tenendo conto della prevista emissione di bond convertibili su parte delle azioni Galp. Nel quarto trimestre a seguito dell’emissione del prestito obbligazionario convertibile su parte delle azioni Galp, di seguito descritto, si è optato per l’esercizio della fair value option sulle azioni Galp al servizio della conversione. Conseguentemente, per le azioni Galp al servizio della conversione, gli effetti rilevati nel patrimonio netto nel terzo trimestre sono stati riclassificati a conto economico e aggiornati al 31 dicembre. In base agli accordi con i soci del patto, Eni ha facoltà di cedere in via autonoma sul mercato fino al 18% di tale partecipazione (elevabile al 20% in caso di emissione di bond convertibili).

Il 27 novembre 2012, Eni ha collocato presso investitori istituzionali circa 33,2 milioni di azioni di Galp, corrispondenti al 4% del capitale della società, al prezzo di €11,48 per azione per un corrispettivo pari a circa €381 milioni e una plusvalenza di conto economico di €23 milioni. Contestualmente Eni ha emesso un prestito obbligazionario dell’importo di circa €1.028 milioni convertibile in azioni ordinarie Galp, con durata triennale e cedola annuale dello 0,25%. Il prezzo di conversione di €15,50 per azione implica un premio del 35% rispetto al prezzo di collocamento dell’offerta equity. Il sottostante dei bond convertibili in azioni Galp è rappresentato da 66,3 milioni di azioni ordinarie di Galp, pari a circa l’8% del capitale della società. La variazione del fair value di tale pacchetto azionario è imputata a conto economico in luogo del patrimonio netto a partire dalla rilevazione iniziale (data della perdita del collegamento) in applicazione della fair value option prevista dallo IAS 39 che è stata attivata per rappresentare su base omogenea il derivato implicito nel bond convertibile e le azioni al servizio della conversione. Considerato il prezzo corrente dell’azione Galp a fine esercizio di €11,76 è stato registrato un provento da rivalutazione a conto economico di €65 milioni parzialmente compensato dalla variazione del fair value dell’opzione implicita nel bond pari a €26 milioni.

Evoluzione prevedibile della gestione

Le strategie e gli obiettivi del piano quadriennale 2013-2016 saranno l’oggetto della strategy presentation programmata per il 14 marzo p.v.
L’outlook 2013 è caratterizzato dalle incertezze che gravano sulla ripresa economica mondiale in particolare nell’eurozona, e che frenano le decisioni d'investimento e di spesa d’imprese e famiglie. Il prezzo del petrolio è sostenuto dai rischi geopolitici in un quadro di migliore bilanciamento tra domanda e offerta mondiale. Per le finalità di valutazione degli investimenti e di proiezione economico-finanziaria di breve termine, Eni assume un prezzo medio annuo del marker Brent di 90 $/barile. Il management prevede il perdurare di condizioni negative nei settori europei del gas, della raffinazione e marketing di carburanti e della chimica. La domanda di commodity energetiche è vista debole a causa della stagnazione economica; i margini unitari sono esposti alla pressione competitiva e al rischio di nuovi rincari del costo della materia prima petrolifera in un quadro di estrema volatilità. In tale scenario, il recupero di redditività nei settori Gas & Power, Refining & Marketing e della Chimica dipenderà in modo importante dalle azioni del management di miglioramento della posizione di costo e di ottimizzazione.

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 2012 (1,701 milioni di boe/giorno il consuntivo 2012). I principali driver saranno gli avvii d’importanti progetti principalmente Kashagan in Kazakhstan, Angola LNG e gli asset gas in Algeria, ai quali si aggiungerà l’entrata a regime dei campi avviati nel 2012, solo in parte assorbiti dal declino delle produzioni mature;
• vendite di gas: sono previste sostanzialmente in linea con il 2012 escludendo l’impatto dell’uscita da Galp (94,19 miliardi di metri cubi il dato consuntivo 2012 al netto delle vendite Galp; includono le vendite consolidate, la quota Eni delle joint venture e le vendite upstream in Europa e nel Golfo del Messico). In uno scenario di perdurante debolezza della domanda e forte competizione, il management intende mantenere la quota di mercato facendo leva sul miglioramento dei costi di approvvigionamento e logistica e azioni commerciali di qualità nel servizio, pricing mirato e crescita nei segmenti più remunerativi. Proseguirà l’espansione internazionale nel GNL verso i mercati a premio del Far East;
• lavorazioni in conto proprio: in uno scenario di consumi stagnanti, sono previste sostanzialmente in linea con i volumi lavorati nel 2012 (30,01 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2012) con il riavvio della piena operatività della raffineria di Gela a partire da giugno 2013 e l’entrata in esercizio del nuovo impianto di conversione spinta con tecnologia EST presso la raffineria di Sannazzaro a fronte della fermata della raffineria di Venezia per la sua riconversione in Green Refinery;
• vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in linea rispetto al 2012 (10,87 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2012) al netto dell’effetto della campagna commerciale “riparti con Eni‘ dell’estate 2012. La leggera riduzione prevista in Italia a causa della contrazione attesa dei consumi nazionali è compensata dall’incremento atteso delle vendite nel resto d’Europa. In un contesto di accesa competizione, il management intende difendere la quota di mercato Italia facendo leva su iniziative commerciali di fidelizzazione e ritenzione dei clienti, la forza del marchio Eni con il completamento del rebranding della rete, l’eccellenza del servizio, l’ampliamento dell’offerta oil e non oil;
• Ingegneria & Costruzioni: è previsto un significativo ridimensionamento delle prospettive reddituali a causa della conclusione di progetti a elevata redditività, del rallentamento nell’acquisizione degli ordini e dell’avvio di commesse a minori margini nei business Engineering & Construction Onshore e Offshore.

Nel 2013 il management prevede un livello di spending per gli investimenti in linea rispetto al 2012 (€12,76 miliardi l’ammontare degli investimenti tecnici e €0,57 miliardi quello di investimenti finanziari del consuntivo 2012 esclusi gli investimenti di Snam). I principali temi del 2013 riguarderanno lo sviluppo delle riserve di idrocarburi in Africa Occidentale, Africa Settentrionale, Norvegia, Iraq e Venezuela, i progetti esplorativi in Africa Occidentale, Egitto, Stati Uniti e temi emergenti/nuove aree, e iniziative negli altri settori di ottimizzazione e crescita selettiva con l’avvio dei lavori Green Refinery presso Venezia e i progetti elastomeri e bio-plastiche nella chimica. Il leverage a fine 2013, assumendo un prezzo del Brent medio annuo di 90$/barile, è previsto assestarsi sostanzialmente sugli stessi livelli di fine 2012 per effetto della gestione industriale e di portafoglio.
Il presente comunicato stampa redatto su base volontaria in linea con le best practice di mercato illustra i risultati consolidati del quarto trimestre e dell’anno 2012, non sottoposti a revisione contabile.
Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al quarto e al terzo trimestre 2012 e al quarto trimestre 2011, e agli esercizi 2012 e 2011. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 dicembre e al 30 settembre 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 31 dicembre 2012 sono gli stessi adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale consolidata 2011, per la cui descrizione si fa rinvio.

Nel quarto trimestre 2012 Snam e le sue controllate sono state deconsolidate dai conti del Gruppo Eni per effetto della transazione con la Cassa Depositi e Prestiti ("CDP") avvenuta il 15 ottobre. CDP possiede una partecipazione in Eni tale da poter esercitare un’influenza notevole su quest’ultima ed è sottoposta a comune controllo da parte del Ministero dell’Economia e delle Finanze. Pertanto l’Operazione si configura come operazione di maggiore rilevanza con parti correlate ai sensi del Regolamento Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 come modificato dalla Delibera n. 17389 del 23 giugno 2010 e della Procedura adottata dalla Società, in quanto supera gli indici di rilevanza applicabili alle operazioni di cessione ai sensi di tale regolamento. Per maggiori informazioni sulla transazione si rinvia al Documento Informativo depositato il 6 giugno 2012 redatto ai sensi dell’articolo 5 del citato Regolamento Consob e dell’articolo 71 del Regolamento 11971/1999, disponibile sul sito internet eni.com. La cessione ha dato attuazione alla Legge italiana 27/2012 sulle Liberalizzazioni che ha stabilito la separazione proprietaria di Snam da Eni e, attraverso gli atti esecutivi, disposto l’uscita completa di Eni dal capitale di Snam.
A partire dalla data di annuncio dell’operazione al mercato nel secondo trimestre 2012 (con restatement del primo trimestre), i Business regolati Italia nel settore gas gestiti da Snam in quanto segmento di attività rilevante per Eni sono stati rappresentati nei risultati di Gruppo fino alla perdita del controllo come “discontinued operations‘ in conformità alle disposizioni del principio contabile internazionale IFRS 5. 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 da Snam SpA e dalle sue controllate comprese le plusvalenze da cessione e rivalutazione 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 restatement per omogeneità.

A partire dal 1° luglio 2012, nell'ambito di un processo di verifica su base regolare, la società ha proceduto ad aggiornare il coefficiente di conversione del gas naturale da metri cubi a barili di petrolio equivalente in ragione di 1mc = 0,00643 barili di petrolio (in precedenza 1mc = 0,00636 barili). L’aggiornamento riflette la modifica della composizione delle proprietà a gas di Eni intervenuta nell’ultimo triennio ed è stato determinato raccogliendo i dati del potere calorifico del gas di tutti i campi a gas di Eni attualmente in esercizio. L’effetto sulla produzione espressa in barili equivalenti di petrolio (“boe‘) del quarto trimestre 2012 è stato di 9 mila boe/giorno. Sono invece trascurabili gli effetti sugli altri indicatori per boe (prezzi di realizzo, costi) e sugli ammortamenti. Le altre compagnie petrolifere possono adottare coefficienti diversi.

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, Massimo Mondazzi, 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 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. 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 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 a 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.