PRICE SENSITIVE
Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni annuncia i risultati del secondo trimestre e del primo semestre 2013

01 agosto 2013 7:45 AM CEST

Highlight finanziari 1

  • Utile operativo adjusted: €1,95 miliardi nel trimestre (-51%2) e €5,66 miliardi nel semestre (-43%2) inclusa la perdita Saipem contabilizzata nel secondo trimestre;
  • Utile netto adjusted: €0,58 miliardi nel trimestre (-55%2) e €1,96 miliardi nel semestre (-46%2) inclusa la perdita Saipem contabilizzata nel secondo trimestre;
  • Utile netto: €0,28 miliardi nel trimestre (+76%); €1,82 miliardi nel semestre (-51%);
  • Cash flow: €1,95 miliardi nel trimestre; €4,75 miliardi nel semestre;
  • Leverage a 0,27;
  • Proposta di acconto dividendo di €0,55 per azione.


Highlight operativi

  • Produzione di idrocarburi: 1,648 milioni di boe/giorno sostanzialmente invariata nel trimestre (-2,7% nel semestre);
  • Rinegoziazione dei contratti gas long-term: raggiunti nuovi accordi con Sonatrach e Gazprom;
  • Finalizzata la cessione a CNPC del 28,57% di Eni East Africa, titolare del 70% dell’Area 4 in Mozambico per il corrispettivo di $4,2 miliardi, non incluso nel leverage di 0,27 al 30 giugno;
  • Avvii produttivi: sei progetti nel primo semestre; confermate le previsioni per Kashagan;
  • Completato il disinvestimento di Snam e ulteriormente avanzato quello di Galp;
  • Avviata l’esplorazione nell’upstream russo con Rosneft;
  • Nel semestre accertate risorse esplorative per 950 milioni di boe.


Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"I risultati del semestre hanno risentito di un contesto economico difficile in Italia e in Europa, di interruzioni di produzione in Libia e Nigeria e della caduta dei risultati di Saipem. Abbiamo rafforzato la nostra struttura patrimoniale proseguendo nel programma di dismissioni di Snam e Galp. Sono soddisfatto dei progressi operativi ottenuti nel semestre, 6 avvii di produzione sugli 8 previsti in tutto il 2013, e delle rinegoziazioni dei contratti gas con Sonatrach e Gazprom. Grazie a questi successi prevediamo un significativo miglioramento dei risultati nel prossimo semestre. Proporrò al CdA di Eni del prossimo 19 settembre un acconto dividendo di €0,55 per azione."

Nella stessa occasione il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato la relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2013 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.

 

Highlight finanziari
II trim.
2012
I trim.
2013
II trim.
2013
Var. % II trim. 13 vs 12(€ milioni)I semestreVar. %
20122013
    

RISULTATI ECONOMICI (a)

   
4.2213.7131.947(53,9)

Utile operativo adjusted - continuing operations (b)

10.4585.660(45,9)
3.9973.7131.947(51,3)

Utile operativo adjusted - continuing operations senza contributo Snam

9.9625.660(43,2)
1.3681.385576(57,9)

Utile netto adjusted - continuing operations

3.8331.961(48,8)
0,380,380,16(57,9)

- per azione (€) (c)

1,060,54(49,1)
0,971,000,42(56,7)

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

2,751,42(48,4)
1.2891.385576(55,3)

Utile netto adjusted
- continuing operations senza contributo Snam

3.6491.961(46,3)
1561.54327576,3

Utile netto - continuing operations

3.7001.818(50,9)
0,040,430,0775,0

- per azione (€) (c)

1,020,50(51,0)
0,101,140,1880,0

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

2,641,31(50,4)
71  ..

Utile netto - discontinued operations

144 ..
2271.54327521,1

Utile netto

3.8441.818(52,7)

(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 2013 Eni ha registrato l’utile operativo adjusted di €1,95 miliardi con una flessione del 51,3% depurando il trimestre di confronto del contributo Snam alle continuing operations. Il peggioramento riflette la rilevante perdita sofferta dal settore Ingegneria & Costruzioni (-€680 milioni rispetto all’utile di €389 milioni nel secondo trimestre 2012) dovuta al rallentamento dell’attività e alla revisione delle stime di redditività di importanti commesse in fase di completamento, il cui effetto è stato rilevato nel trimestre. Senza considerare il contributo del settore Ingegneria & Costruzioni la flessione si ridimensiona al 27,2%. Il trimestre riflette inoltre il minor contributo della Divisione Exploration & Production (-€830 milioni, pari al 19,6%) a causa principalmente del calo del prezzo del barile (-5,3% per il riferimento Brent), nonché il perdurare di un contesto negativo in Italia e in Europa che ha condizionato i risultati di Refining & Marketing (-22,5%), di Versalis (-€57 milioni di maggiori perdite) e della Gas & Power (-8,7%). I risultati Gas & Power inoltre riflettono solo in parte i benefici attesi delle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento, alcune delle quali sono tuttora in corso con il conseguente rinvio della rilevazione contabile di tali benefici. Nel primo semestre 2013 l’utile operativo adjusted di €5,66 miliardi è diminuito del 45,9%, che si ridetermina in 43,2% rispetto al primo semestre 2012 depurando il semestre di confronto del contributo Snam alle continuing operations. I driver di tale flessione sono gli stessi del secondo trimestre, nonché la circostanza che la Divisione Gas & Power aveva beneficiato nel 2012 di proventi da rinegoziazioni dei contratti con efficacia economica retroattiva al 2011. Senza considerare il contributo del settore Ingegneria & Costruzioni la flessione si ridimensiona al 33,3%.

Utile netto adjusted
Nel secondo trimestre 2013 l’utile netto adjusted di €0,58 miliardi evidenzia una flessione del 57,9%, che si ridetermina in 55,3% depurando il trimestre di confronto del contributo Snam alle continuing operations. Tale contrazione riflette il peggioramento della performance operativa e un tax rate consolidato del 91,2% in aumento di quasi trenta punti percentuali rispetto al secondo trimestre 2012 in assenza di valorizzazione fiscale della perdita del settore Ingegneria & Costruzioni e per effetto del contributo proporzionalmente maggiore del settore Exploration & Production soggetto a più elevate aliquote fiscali. Nel primo semestre 2013 l’utile netto adjusted di €1,96 miliardi è diminuito del 48,8%, che si ridetermina in 46,3% rispetto al primo semestre 2012 depurando il semestre di confronto del contributo Snam alle continuing operations. Senza considerare il contributo del settore Ingegneria & Costruzioni la flessione si ridimensiona al 26,7% e al 35,9% rispettivamente nel trimestre e nel semestre.

Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici di €2,81 miliardi nel secondo trimestre (€5,93 miliardi nel semestre) hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi. Nel semestre sono stati sostenuti €0,18 miliardi di investimenti finanziari.

Struttura patrimoniale e Cash flow
Il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di €4.752 milioni (€1.954 milioni nel trimestre). Il flusso di cassa netto da attività operativa e gli incassi da dismissioni di €2.465 milioni hanno coperto in parte i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici (€5.931 milioni) e al pagamento dei dividendi (€2.167 milioni, di cui €1.956 milioni relativi al saldo dividendo 2012 di Eni). Le dismissioni hanno riguardato principalmente l’11,69% della partecipazione Snam (€1.459 milioni) e l’8% di quella Galp (€810 milioni).

Al 30 giugno 2013 l’indebitamento finanziario netto3 ammonta a €16.492 milioni, che rappresenta un incremento di €981 milioni rispetto al 31 dicembre 2012, dovuto per €335 milioni alla minore fattorizzazione di crediti commerciali.

Rispetto al 31 marzo 2013 l’indebitamento finanziario netto è aumentato di €507 milioni riconducibili per €368 milioni alla minore fattorizzazione di crediti commerciali.

Il leverage4 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – pari allo 0,27 al 30 giugno 2013 è aumentato rispetto allo 0,25 del 31 dicembre 2012. Il leverage registrato al 30 giugno non beneficia della vendita a CNPC del 28,57% di Eni East Africa, completata il 26 luglio. Includendo l’effetto di tale transazione, il leverage sarebbe pari a 0,21.

Acconto dividendo 2013
Sulla base dell’esame dei risultati del primo semestre 2013 e delle previsioni per l’intero esercizio, la proposta di acconto dividendo al Consiglio di Amministrazione del 19 settembre 2013 sarà di €0,55 per azione5 (€0,54 nel 2012) da mettere in pagamento a partire dal 26 settembre 2013 con stacco cedola il 23 settembre 2013.

 

Highlight operativi e di scenario
II trim. 2012I trim. 2013II trim. 2013Var. % II trim. 13 vs 12 I semestreVar. %
20122013
    

PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI

   
1.6561.6001.648(0,5)

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno)1.6691.624(2,7)
856818845(1,3)

- Petrolio

(migliaia di barili/giorno)861832(3,4)
1241211250,8

- Gas naturale

(milioni di metri cubi/giorno)126123(2,4)
20,1530,2219,04(5,5)

Vendite gas mondo

(miliardi di metri cubi)50,7649,26(3,0)
9,629,168,69(9,7)

Vendite di energia elettrica

(terawattora)21,9117,85(18,5)
2,742,332,49(9,1)

Vendite di prodotti petroliferi rete Europa

(milioni di tonnellate)5,274,82(8,5)

 

Exploration & Production
Nel secondo trimestre 2013 la produzione di idrocarburi è stata di 1,648 milioni di boe/giorno (1,624 milioni di boe/giorno nel semestre 2013) sostanzialmente invariata rispetto al secondo trimestre 2012, -0,5% (-2,7% rispetto al semestre 2012). Il livello di produzione è stato penalizzato da eventi di forza maggiore in Nigeria, particolarmente rilevanti, e in Libia, e dai disinvestimenti del 2012 (cessione del 10% del giacimento Karachaganak e disinvestimento di Galp), mentre ha beneficiato solo parzialmente dell’operatività della piattaforma Elgin/Franklin nel Regno Unito non in produzione nel 2012 a causa di un incidente. Al netto di tali fenomeni la produzione evidenzia un incremento di circa due punti percentuali (in linea nel semestre) per effetto degli avvii di nuovi giacimenti e la crescita dei campi avviati principalmente in Russia, Algeria, Angola ed Egitto, in parte compensati dalle fermate programmate, in particolare in Kazakhstan e nel Mare del Nord, e da declini delle produzioni mature.

Gas & Power
Nel secondo trimestre 2013 le vendite di gas di 19,04 miliardi di metri cubi hanno registrato una flessione del 5,5%, che si ridimensiona a -2,9% escludendo il contributo di Galp nel 2012(-0,7% su base semestrale). In un quadro di contrazione della domanda e intensa pressione competitiva, le vendite Italia hanno evidenziato una sostanziale tenuta (-0,3% a 6,50 miliardi di metri cubi nel trimestre; +1,9% nel semestre). Le vendite nei mercati europei hanno registrato una flessione rispettivamente del 19,2% e 14% nel secondo trimestre e nel primo semestre 2013, in particolare in Benelux per minori vendite all'hub e Turchia per effetto dei minori ritiri da parte di Botas, parzialmente compensate dai maggiori volumi commercializzati in Germania/Austria. In sensibile crescita i ritiri degli importatori in Italia a seguito della ripresa delle forniture libiche. In calo del 2,6% nel trimestre anche le vendite nei mercati extra europei. Nel semestre tale effetto negativo è stato più che compensato dai maggiori volumi di GNL commercializzati nel Far East (+10,1%).

Refining & Marketing
Nel secondo trimestre 2013 il margine di raffinazione nell’area del Mediterraneo ha registrato una flessione del 33% rispetto al secondo trimestre 2012 in un quadro di estrema volatilità, a causa dei fattori di debolezza strutturale del settore penalizzato da eccesso di capacità, calo della domanda di raffinati ed elevato costo della carica petrolifera (margine TRC Brent a 3,97 $/barile, rispetto a 5,89 $/barile del secondo trimestre 2012). I risultati della raffinazione Eni sono stati inoltre penalizzati dal restringimento del differenziale tra greggi leggeri e pesanti che ha ridotto la redditività delle lavorazioni complesse.

Le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia hanno registrato una flessione del 13,6% a 1,71 milioni di tonnellate (-11,3% nel semestre) per effetto del calo dei consumi nazionali e della quota di mercato che nel secondo trimestre 2013 scende al 28% rispetto al 30,8% del secondo trimestre 2012. Le vendite rete nei mercati europei del secondo trimestre 2013 sono in lieve crescita grazie al contributo dei maggiori volumi commercializzati principalmente in Germania e Austria, parzialmente compensati dalla flessione registrata in Repubblica Ceca (a 0,78 milioni di tonnellate; in lieve calo nel semestre a 1,46 milioni di tonnellate, -1,4%).

 

Sviluppi di business

Mozambico
Nel luglio 2013, Eni e China National Petroleum Corporation (CNPC) hanno concluso l’operazione di cessione della partecipazione del 28,57% nella società Eni East Africa, titolare del 70% dei diritti minerari nell’Area 4 nell’offshore del Mozambico, per il corrispettivo di $4.210 milioni, integrato per i conguagli contrattuali previsti fino alla data di closing. CNPC attraverso la partecipazione in Eni East Africa acquisisce indirettamente una quota del 20% nell’Area 4, mentre Eni, attraverso la partecipazione in Eni East Africa, rimane proprietaria del 50%. L’entrata di CNPC nell’Area 4 ha valenza strategica per il progetto in considerazione della rilevanza del nuovo partner nei settori upstream e downstream a livello mondiale. Proseguono inoltre le attività previste del Joint Study Agreement finalizzato allo sviluppo del promettente blocco a shale gas situato nel Sichuan Basin in Cina.

Kazakhstan
Il Consorzio North Caspian Operating Company (NCOC) BV (Eni 16,81%) che opera lo sviluppo del giacimento Kashagan è focalizzato sul completamento dell’Experimental Program. A giugno 2013 sono in linea gli impianti di trattamento onshore di Bolashak, mentre in luglio è iniziato l’avviamento degli impianti di produzione offshore. L’inizio della produzione dai pozzi è previsto nelle prossime settimane.

La sicurezza resta la priorità del Consorzio durante tutto il processo per il raggiungimento dello start-up produttivo.

Cessioni di Snam e di Galp
Il 9 maggio 2013 Eni ha collocato 395.253.345 azioni ordinarie di Snam SpA, pari all’11,69% del capitale sociale, attraverso una procedura di accelerated bookbuilding rivolta a investitori istituzionali. Il corrispettivo complessivo dell’operazione è stato di €1.458,5 milioni, al prezzo unitario di €3,69 per azione, con una plusvalenza di conto economico pari a €75 milioni di cui €8 milioni relativi al rigiro della riserva da valutazione. A seguito del collocamento Eni possiede l’8,54% di Snam, pacchetto azionario interamente a servizio del bond convertibile di €1.250 milioni emesso il 18 gennaio 2013 con scadenza 18 gennaio 2016.

Il 31 maggio 2013 Eni ha collocato 55.452.341 azioni ordinarie di Galp Energia SGPS SA, pari a circa il 6,7% del capitale sociale, attraverso una procedura di accelerated bookbuilding rivolta a investitori istituzionali. Il corrispettivo complessivo dell’operazione è stato di €677,6 milioni al prezzo unitario di €12,22 per azione con una plusvalenza di conto economico pari a €95 milioni di cui €65 milioni relativi al rigiro della riserva patrimoniale da valutazione.

Al 30 giugno, la partecipazione Eni in Galp scende al 16,34%, di cui l’8% a servizio del bond convertibile di circa €1.028 milioni emesso il 30 novembre 2012 con scadenza 30 novembre 2015 e l’8,34% soggetto al diritto di prelazione/opzione esercitabile da Amorim Energia.

Russia
Nel giugno 2013 è stato completato con Rosneft l’accordo di cooperazione strategica per la conduzione di attività esplorative nell’offshore russo del Mare di Barents (licenze di Fedynsky e Central Barents), dove sono stati avviati i rilievi sismografici, e del Mar Nero (licenza di Western Chernomorsky).

Norvegia
Nel giugno 2013 è stata aggiudicata a seguito di un bid internazionale l’operatorship e la partecipazione del 40% nelle licenze PL 717, PL 712 e PL 716, e la partecipazione del 30% nella licenza PL 714, situate nell’offshore norvegese del Mare di Barents.

Avvii produttivi
Nel primo semestre 2013, in linea con i piani produttivi sono stati avviati i seguenti principali progetti:

(i) in Algeria, il giacimento MLE - CAFC(Eni 75%), con un plateau complessivo di circa 33 mila boe/giorno (quota Eni) entro il 2016 e il giacimento El Merk (Eni 12,25%), con picco produttivo di circa 18 mila barili/giorno in quota Eni previsto nel 2015;
(ii) in Angola, l’impianto di liquefazione gestito dal consorzio Angola LNG (Eni 13,6%), con il conseguimento del first cargo nel mese di giugno 2013. L’impianto tratterà in 30 anni circa 300 miliardi di metri cubi di gas;
(iii) in Nigeria, nel Blocco OML 125 (Eni 85%, operatore), il progetto offshore Abo-Fase 3;
(iv) in Venezuela, l’accelerated early production del giacimento giant a olio pesante Junin 5 (Eni 40%), nella Faja dell’Orinoco. La produzione della fase di early production è prevista raggiungere un plateau di 75 mila barili/giorno nel corso del 2015;
(v) in Norvegia, il giacimento offshore di Skuld (Eni 11,5%), con una produzione di circa 30 mila boe/giorno (circa 4 mila boe/giorno in quota Eni).

Attività esplorativa
Nel primo semestre 2013, l’attività esplorativa ha portato all’accertamento di 950 milioni di boe di risorse equity al costo unitario di $1,1 per boe. I principali successi del periodo hanno riguardato:

(i) Egitto, con la scoperta a olio di Rosa North-1X nella development lease di Meleiha (Eni 56%). Lo sviluppo della scoperta prevede al momento la perforazione di un altro pozzo nel corso del 2013. La produzione complessiva nell’anno è pari a 5 mila barili/giorno e sfrutterà le sinergie con le facility produttive presenti nell’area;
(ii) Angola, nel Blocco offshore 15/06 (Eni 35%, operatore) con la scoperta a olio di Vandumbu 1;
(iii) Congo, nel Blocco offshore Marine XII (Eni 65%, operatore) con la scoperta a olio e gas e l'appraisal di Nene Marine;
(iv) Mozambico, con i pozzi di delineazione Coral 3 e Mamba Sud 3. Le nuove scoperte consentono di rivalutare le stime delle risorse nel complesso di Mamba e di Coral a 2.650 miliardi di metri cubi di gas in place. Eni ha in programma la perforazione di un nuovo pozzo esplorativo che consentirà di valutare il potenziale di idrocarburi nella parte meridionale più profonda dell’Area 4;
(v) Ghana, con il pozzo di appraisal Sankofa East-2A, che ha confermato l’elevato potenziale a olio nella licenza Offshore Cape Three Points (Eni 47,22%, operatore) anche nella parte occidentale. Si stima il potenziale complessivo della scoperta Sankofa in circa 450 milioni di barili di olio in place con risorse recuperabili fino a 150 milioni di barili;
(vi) Pakistan, con la scoperta a gas di Lundali 1 nella concessione Sukhpur (Eni 45%, operatore) nell’onshore pakistano con un potenziale produttivo superiore ai 3 mila boe/giorno.

 

Evoluzione prevedibile della gestione

L’outlook 2013 è caratterizzato dai rischi e dalle incertezze che gravano sulla ripresa economica mondiale a causa in particolare della prolungata fase recessiva dell’eurozona. Il prezzo del petrolio è sostenuto dai rischi geopolitici in un quadro di leggero indebolimento dei fondamentali a causa di un surplus globale di offerta. 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 in contrazione a causa della stagnazione economica; i margini unitari sono esposti alla pressione competitiva in un quadro di estrema volatilità. In tale scenario, il recupero di redditività nei settori Gas & Power, Refining & Marketing e da Versalis dipenderà principalmente dalle azioni del management di miglioramento della posizione di costo e di efficienza.

Le previsioni del management con riguardo alle principali metriche di produzione e vendita dei business Eni sono le seguenti:

  • produzione di idrocarburi: il livello produttivo su base annua è previsto sostanzialmente in linea rispetto al consuntivo 2012, ipotizzando il perdurare degli eventi straordinari in Nigeria e Libia che hanno caratterizzato il primo semestre 2013. L’avvio di importanti progetti, tra cui quelli in Algeria, Angola e Kazakhstan e l’entrata a regime di campi avviati nel 2012, in particolare in Egitto, più che compensano questi fenomeni, il declino delle produzioni mature e l’impatto dei disinvestimenti 2012;
  • vendite di gas: sono previste in flessione rispetto al 2012 (95,39 miliardi di metri cubi il dato consuntivo 2012; includono le vendite consolidate e la quota Eni delle joint venture) per effetto principalmente della cessione di Galp e dell'utilizzo della flessibilità ottenuta dalla rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento long-term;
  • lavorazioni in conto proprio: sono previste in flessione rispetto al 2012 (30,01 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2012) a causa dello scenario negativo e della fermata programmata di Venezia per la sua riconversione in Green Refinery, i cui effetti saranno attenuati dall’entrata in esercizio del nuovo impianto di conversione a tecnologia EST presso la Raffineria di Sannazzaro;
  • vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in flessione rispetto al 2012 (10,87 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2012) a causa della contrazione della domanda nazionale di carburanti, della pressione competitiva e scontando l’effetto della campagna commerciale “riparti con eni‘ dell’estate 2012. La riduzione prevista in Italia sarà parzialmente compensata dall’incremento delle vendite atteso nel resto d’Europa;
  • Ingegneria & Costruzioni: il settore prevede di chiudere il 2013 con una sensibile contrazione del risultato.

Nel 2013 il management prevede un livello di spending per gli investimenti sostanzialmente 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 Sub-Sahariana, Africa Settentrionale, Norvegia, Stati Uniti, Iraq, Kazhakstan, Venezuela, i progetti esplorativi in Africa Sub-Sahariana, Norvegia, Egitto, Stati Uniti e temi emergenti/ nuove aree, e iniziative di ottimizzazione e crescita selettiva negli altri settori 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 104 $/barile, è previsto in leggero miglioramento rispetto al livello di fine 2012 per effetto della gestione industriale e di portafoglio.

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 2013, 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 2013 e al secondo trimestre 2012 e al primo semestre 2013 e 2012. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 giugno 2013, al 31 marzo 2013 e al 31 dicembre 2012. 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 2013 sono gli stessi adottati per la redazione della Relazione Finanziaria Annuale 2012, a cui si rinvia, fatta eccezione per i principi contabili internazionali entrati in vigore a partire dal 1° gennaio 2013.

In particolare, le principali novità in materia di principi contabili riguardano l’entrata in vigore delle nuove disposizioni dello IAS 19 (omologato con il regolamento n. 475/2012 emesso dalla Commissione Europea in data 5 giugno 2012) che prevede, tra l’altro: (i) l’obbligo di rilevare gli utili e le perdite attuariali relativi a piani a benefici definiti nel prospetto dell’utile complessivo, eliminando la possibilità di adottare il cd metodo del corridoio. Gli utili e le perdite attuariali rilevati nel prospetto dell’utile complessivo non sono oggetto di successiva imputazione a conto economico; e (ii) la rappresentazione nel cd “net interest‘ della componente di rendimento dell’attività al servizio del piano e del costo per interessi da rilevare a conto economico. Il “net interest‘ è determinato applicando alle passività, al netto delle attività al servizio del piano, il tasso di sconto definito per le passività. Il “net interest‘ dei piani a benefici definiti è rilevato tra i “Proventi(oneri) finanziari‘. Le nuove disposizioni dello IAS 19 sono applicate con effetto retroattivo rettificando i valori di apertura dello stato patrimoniale al 1° gennaio 2012 e i dati economici del 2012. Nei conti semestrali consolidati al 30 giugno 2013, l’applicazione delle nuove disposizioni dello IAS 19 ha comportato rispettivamente, al lordo e al netto dell’effetto fiscale: (i) una riduzione del patrimonio netto al 1° gennaio 2012 di €123 milioni e €61 milioni; (ii) una riduzione del patrimonio netto al 31 dicembre 2012 di €269 milioni e €155 milioni, di cui €149 milioni e €96 milioni relativi agli utili e alle perdite attuariali 2012 rilevati nelle altre componenti dell’utile complessivo. L’effetto sul risultato economico del primo semestre 2012 è trascurabile. La rappresentazione del “net interest‘ dei piani a benefici definiti tra i “Proventi (oneri) finanziari‘, in luogo della precedente rappresentazione come componente del costo lavoro, ha determinato una variazione positiva dell’utile operativo del primo semestre 2012 di €23 milioni.

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, buy-back, 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.

(1) In tutto il comunicato stampa le variazioni dei risultati economici sono calcolate, salvo diversa indicazione, rispetto agli utili delle continuing operations del semestre e del secondo trimestre 2012 considerato che Snam era allora consolidata nei conti del Gruppo Eni e rappresentata come discontinued operations in base allo IFRS 5.
(2) Calcolato con esclusione del contributo di Snam nel primo semestre e nel secondo trimestre 2012. Tale contributo è l’utile delle transazioni di Snam con il Gruppo Eni nel semestre e nel secondo trimestre 2012 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.
(3) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag.33.
(4) 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.
(5) 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.

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Eni
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Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2013 (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.

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