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Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni: risultati del primo trimestre 2014

29 aprile 2014 - 7:50 AM CEST
 

Roma, 29 aprile 2014 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del primo trimestre 20141 (non sottoposti a revisione contabile).

 

Highlight finanziari

  • Utile operativo adjusted: €3,49 miliardi, -6,8% rispetto al primo trimestre 2013;
  • Utile netto adjusted: €1,19 miliardi, -14,3% rispetto al primo trimestre 2013;
  • Utile netto: €1,30 miliardi, -15,6% rispetto al primo trimestre 2013;
  • Cash flow2: €2,15 miliardi;
  •  Leverage a 0,22, rispetto allo 0,25 del 31 dicembre 2013.

Highlight operativi

  • Produzione d’idrocarburi: 1,583 milioni di boe/giorno in crescita (+0,6%) su base omogenea3;
  • Rinegoziato il contratto long-term di fornitura del gas norvegese;
  • Incassati €2,2 miliardi al closing dell’operazione Artic Russia;
  • Ceduto il 7% di Galp Energia per il controvalore di €0,7 miliardi4;
  • Buy-back: al 31 marzo acquistate 8,85 milioni di azioni al costo di €0,15 miliardi;
  • Scoperte risorse esplorative di 200 milioni di boe.

 

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Nel primo trimestre 2014 Eni ha ottenuto risultati solidi in un mercato ancora difficile, grazie al buon andamento di E&P e ai progressi compiuti nei business mid e downstream, in particolare con la rinegoziazione del contratto di fornitura del gas con Statoil. L’outlook per il 2014 è in linea con quanto previsto, beneficiando del ramp-up dei nuovi progetti e delle azioni di ristrutturazione in G&P, R&M e Chimica in un contesto di perdurante volatilità in Libia e di debolezza della domanda europea."

 

(1) Il presente comunicato stampa costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall’art.154-ter del Testo Unico della Finanza.
(2) Flusso di cassa netto da attività operativa.
(3) Escluso effetto del disinvestimento di Artic Russia.
(4) Incasso avvenuto in aprile.

 

Highlight finanziari
IV trim.   I trim.
2013 RISULTATI ECONOMICI (a) (€ milioni) 2013 2014 Var. %
3.507

Utile operativo adjusted(b)

3.746 3.491 (6,8)
1.301

Utile netto adjusted

1.385 1.187 (14,3)
0,36

- per azione (€) (c)

0,38 0,33 (13,2)
0,98

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

1,00 0,90 (10,0)
(647)

Utile netto

1.543 1.303 (15,6)
(0,18)

- per azione (€) (c)

0,43 0,36 (16,3)
(0,49)

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

1,14 0,99 (13,2)

 

(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 primo trimestre 2014 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted di €3,49 miliardi con una riduzione del 6,8% rispetto al primo trimestre 2013, dovuta alle Divisioni Exploration & Production (-13,7%), a causa della flessione del prezzo del petrolio (-3,9% per il riferimento Brent) e dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+3,7%), e Refining & Marketing (-66,4%) penalizzata dal continuo deterioramento dello scenario di raffinazione e della domanda di carburanti. Anche il settore Ingegneria & Costruzioni ha registrato un calo di utile operativo (-37,3%) per effetto dei minori margini delle commesse in fase di completamento. Questi andamenti negativi sono stati parzialmente compensati dal significativo miglioramento ottenuto dalla Divisione Gas & Power (da una perdita operativa di €211 milioni nel primo trimestre 2013 a un utile operativo di €241 milioni nel trimestre 2014) grazie ai benefici della rinegoziazione del contratto di approvvigionamento long-term del gas norvegese con effetti economici retroattivi al precedente anno termico, in un contesto di contrazione della domanda e di forte pressione competitiva.

Utile netto adjusted
L’utile netto adjusted di €1,19 miliardi, in riduzione del 14,3%, riflette la minore performance operativa e l’incremento di 3 punti percentuali del tax rate adjusted consolidato, determinato dal settore Exploration & Production a causa della maggiore incidenza sull'utile ante imposte dei paesi a più elevata fiscalità.

Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici di €2,54 miliardi hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi e i progetti di ricerca esplorativa.

Struttura patrimoniale e cash flow
L’indebitamento finanziario netto5 al 31 marzo 2014 è pari a €13,8 miliardi con una riduzione di €1,16 miliardi rispetto a fine 2013 che riflette il flusso di cassa netto dell’attività operativa di €2,15 miliardi, su cui ha inciso un minore volume di crediti commerciali ceduti in factoring con scadenza successiva alla chiusura del periodo contabile rispetto a quanto fatto a fine 2013 (-€750 milioni), e gli incassi da dismissione di €2,18 miliardi relativi principalmente alla partecipazione in Artic Russia. Questi flussi sono stati parzialmente assorbiti dagli investimenti del trimestre. Il leverage6 - rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è migliorato a 0,22 al 31 marzo 2014 rispetto a 0,25 al 31 dicembre 2013.

 

(5) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 25.
(6) 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. 25.

 

Highlight operativi e di scenario
IV trim.     I trim.
2013 PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI   2013 2014 Var. %
1.577

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno) 1.600 1.583 (1,1)
816

- Petrolio

(migliaia di barili/giorno) 818 822 0,5
118

- Gas naturale

(milioni di metri cubi/giorno) 121 118 (2,5)
25,56

Vendite gas mondo

(miliardi di metri cubi) 30,17 26,76 (11,3)
8,75

Vendite di energia elettrica

(terawattora) 9,16 8,25 (9,9)
2,33

Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa

(milioni di tonnellate) 2,33 2,16 (7,3)


Exploration & Production
Nel primo trimestre 2014 la produzione di idrocarburi è stata di 1,583 milioni di boe/giorno. Il confronto con il primo trimestre 2013 su base omogenea, con esclusione dell’effetto del disinvestimento degli asset in Siberia (26 mila boe/giorno), evidenzia un incremento dello 0,6% che beneficia dell’entrata a regime di giacimenti nel Regno Unito e Algeria, che hanno più che compensato  le riduzioni dovute al perdurare delle condizioni di instabilità politica in Libia e i declini delle produzioni mature.

Gas & Power
Nel primo trimestre 2014 le vendite di gas naturale sono state di 26,76 miliardi di metri cubi con una flessione di 3,41 miliardi di metri cubi rispetto al primo trimestre 2013 (-11,3%) in un quadro di perdurante debolezza della domanda, pressione competitiva ed eccesso di offerta, ai quali si è aggiunto l'effetto climatico. Le vendite Italia (11,18 miliardi di metri cubi) sono diminuite del 10,8% in quasi tutti i segmenti. Le vendite nei mercati europei (12,13 miliardi di metri cubi) evidenziano un calo del 12,9% principalmente in Germania/Austria, Benelux e Francia.

Refining & Marketing
Nel primo trimestre 2014 i margini di raffinazione nell’area del Mediterraneo sono rimasti su valori depressi (in media 2,07 $/barile, -51,9% per il riferimento Brent/Ural rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente) a causa della debolezza strutturale dell’industria, penalizzata da eccesso di capacità, calo della domanda di carburanti e crescente pressione competitiva da flussi di prodotto importato da Russia, Medio Oriente e USA. Inoltre, i risultati della raffinazione Eni scontano l’andamento negativo dei differenziali tra il marker di riferimento Brent e i greggi approvvigionati a causa della riduzione dell’offerta di greggi pesanti nell’area del Mediterraneo. Le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia sono state di 1,45 milioni di tonnellate, evidenziando una contrazione del 12,1% per effetto del calo dei consumi nazionali e della forte pressione competitiva. La quota di mercato è pari al 26,2% nel primo trimestre 2014, in calo di 2,9 punti percentuali rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (29,1%). Le vendite rete nel resto d’Europa del primo trimestre 2014 sono in lieve crescita grazie ai maggiori volumi commercializzati in particolare in Germania, Austria e Ungheria (+4,4% a 0,71 milioni di tonnellate).

Sviluppi di business

Rinegoziazione contratti gas
Il 31 marzo 2014 Eni e Statoil hanno definito l’accordo finale di revisione del contratto di fornitura di gas a lungo termine in essere tra le due società. Le revisioni riflettono le mutate condizioni del mercato del gas e hanno un effetto economico retroattivo al precedente anno termico. L’intesa, che fa seguito all’accordo quadro firmato lo scorso 27 febbraio, implica la cessazione dei procedimenti arbitrali precedentemente avviati da Eni.

Cessione Galp SGPS SA
Il 28 marzo 2014 Eni ha collocato presso investitori istituzionali circa il 7% del capitale sociale di Galp Energia SGPS SA, al prezzo di €12,10 per azione, per un corrispettivo pari a circa €702,4 milioni, incassati nell'aprile 2014. Per effetto di tale transazione la partecipazione residua di Eni in Galp è pari a circa il 9% del capitale sociale, di cui l’8% a servizio del prestito obbligazionario convertibile di €1.028 milioni con scadenza 30 novembre 2015.

Versalis
Nell’ambito della strategia di sviluppo di nuove iniziative volte a ridurre l’esposizione ai business commodity e a diversificare nella chimica verde, Versalis ha avviato un programma di rilancio del sito di Porto Marghera con investimenti previsti di €200 milioni  per l’ottimizzazione dell’impianto di cracking, il riassetto utilities, con il conseguimento di significativi saving energetici, e lo sviluppo di un innovativo progetto di chimica verde in partnership con la società americana Elevance Renewable Science Inc. Il progetto verde prevede lo sviluppo e l’industrializzazione, con impianti world-scale primi nel loro genere, di una nuova tecnologia per la produzione di bio-intermedi chimici da oli vegetali destinati a settori applicativi a elevato valore aggiunto quali detergenti, bio-lubrificanti e prodotti chimici per l’industria petrolifera. Il progetto beneficerà delle infrastrutture presenti nel sito e dell’integrazione con gli stream produttivi di Versalis.

Acquisizione di Acam Clienti
È stato acquisito il 100% della società Acam Clienti SpA, della quale Eni possedeva il 49%, rilevando da soci terzi il pacchetto azionario del 51%. Acam Clienti SpA opera principalmente nella provincia di La Spezia con un portafoglio clienti di circa 98.000 unità residenziali gas e circa 12.000 luce (piccole e medie imprese). L’operazione conferma l’impegno di Eni nel mercato della vendita retail di gas e luce, attività in cui vanta una consolidata esperienza di mercato.

Accordo di cooperazione con il CNR
Eni ha rinnovato con il Consiglio Nazionale delle Ricerche (CNR) l’Accordo Quadro di collaborazione per la ricerca su temi strategici per il sistema energetico italiano ed europeo e la conservazione dell’ambiente. Le linee di ricerca individuate riguarderanno la sperimentazione di nuove tecniche per la caratterizzazione dei giacimenti di idrocarburi, il monitoraggio ambientale finalizzato alla sostenibilità della produzione di petrolio e gas, soluzioni eco-sostenibili per la mobilità e la salvaguardia ambientale, la sperimentazione di celle solari avanzate.

Evoluzione prevedibile della gestione
L’outlook 2014 è caratterizzato da un moderato rafforzamento della ripresa economica globale sulla quale tuttavia pesano le incertezze dovute alla debole crescita in Europa e ai rischi delle economie emergenti. Il prezzo del petrolio è previsto rimanere su valori sostenuti per effetto dei rischi geopolitici e dei conseguenti problemi produttivi in alcuni importanti Paesi, in un quadro di bilanciamento della domanda e dell’offerta di greggio. Lo scenario competitivo rimarrà sfidante a causa del perdurare dei deboli fondamentali nelle industrie europee del gas, della raffinazione e della chimica. In questi settori il management non prevede alcun apprezzabile recupero della domanda, mentre la concorrenza e l’eccesso di offerta/capacità eserciteranno una forte pressione sui margini. Sulla base di tale outlook, il management conferma le strategie mirate al progressivo riequilibrio economico e finanziario nei settori G&P, R&M e nella Chimica grazie al contenimento dei costi, la rinegoziazione dei contratti gas di lungo termine, le ristrutturazioni/riconversioni di capacità e l’innovazione commerciale e di prodotto.

Di seguito le previsioni del management sulle principali metriche dei business Eni:

  • produzione di idrocarburi: è prevista sostanzialmente in linea rispetto al 2013 al netto dell’effetto della cessione dell’interest Eni nella joint venture Artic Russia;
  • vendite di gas: sono previste in leggera flessione rispetto al 2013 anche a causa del clima mite registrato nel trimestre. Il management intende puntare sull’innovazione commerciale sia nel segmento grandi clienti sia in quello retail per contrastare la pressione competitiva considerato il perdurare dell’eccesso di offerta, in particolare in Italia;
  • lavorazioni in conto proprio: sono previste in riduzione rispetto al 2013 per effetto dei minori volumi a seguito della riduzione di capacità, in parte compensati dall'entrata a regime dell’unità a tecnologia Eni Slurry (EST) presso il sito di Sannazzaro;
  • vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in flessione rispetto al 2013 a causa dell’attesa contrazione della domanda in Italia, della pressione competitiva e degli effetti delle azioni di riorganizzazione della rete in Italia ed Europa;
  • Ingegneria & Costruzioni: il 2014 sarà un anno di transizione con un ritorno alla profittabilità la cui entità dipenderà oltre che dalla velocità di acquisizione dalle gare in corso, anche dall’efficace gestione operativa e commerciale dei contratti a bassa marginalità ancora presenti in portafoglio.


Nel 2014 il management prevede un livello di spending per gli investimenti sostanzialmente in linea rispetto al 2013 (€12,80 miliardi l’ammontare degli investimenti tecnici e €0,32 miliardi quello di investimenti finanziari del consuntivo 2013). Il leverage a fine 2014, assumendo un prezzo del Brent medio annuo di 106 $/barile e un cambio medio euro/dollaro di 1,33, è previsto sostanzialmente in linea con il livello di fine 2013 per effetto della gestione industriale e di portafoglio.

Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2014, non sottoposti a revisione contabile, costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza (TUF). Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al primo trimestre 2014 e al primo e al quarto trimestre 2013. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 marzo 2014 e al 31 dicembre 2013. 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 nella preparazione della situazione contabile al 31 marzo 2014 differiscono da quelli adottati nella redazione della Relazione finanziaria annuale consolidata 2013 come di seguito spiegato.

Con efficacia 1° gennaio 2014, Eni ha adottato, tra l’altro, le disposizioni dei principi contabili internazionali IFRS 10 "Bilancio Consolidato" e IFRS 11 "Accordi a controllo congiunto", emanati dallo IASB nel 2011 e omologati dalla Commissione Europea l’11 dicembre 2012 con regolamento n. 1254/2012. In coerenza con le disposizioni transitorie, Eni ha proceduto alla riesposizione dei dati comparativi pubblicati nel presente comunicato stampa. Per la descrizione di tali principi si fa rinvio alle note illustrative della relazione finanziaria annuale 2013 depositata presso le autorità di mercato e di borsa italiana il 10 aprile 2014. I principi suddetti sono stati adottati nella redazione dell’Annual Report on Form 20-F 2013 depositato presso la US SEC il 10 aprile 2014 . L’impatto più significativo dei nuovi principi sui conti consolidati di Eni è rappresentato dal fatto che alcune entità controllate congiuntamente da Eni, in precedenza valutate con il metodo del patrimonio netto, rientrano nella definizione di accordo a controllo congiunto (joint operations) in base alle disposizioni dell’IFRS 11. Il trattamento contabile di tale tipologia di accordo a controllo congiunto prevede la rilevazione delle attività/passività e dei costi/ricavi connessi all’accordo sulla base dei diritti/obblighi spettanti a Eni (di solito coincidenti con il working interest posseduto nell’iniziativa), indipendentemente dall’interessenza partecipativa posseduta. L’applicazione di questi nuovi principi ha avuto effetti trascurabili sull’utile netto e sul totale attivo dei dati comparativi riesposti, mentre ha comportato variazioni di alcune voci del conto economico, dello stato patrimoniale e del rendiconto finanziario come illustrato nella tabella che segue. In particolare, nello stato patrimoniale dell’esercizio 2013 si registra una riduzione della voce "partecipazioni in imprese valutate con il metodo del patrimonio netto" (-€781 milioni) in contropartita all’iscrizione della quota Eni delle attività (principalmente immobili, impianti e macchinari) e passività relative alle joint operations.

(€ milioni)
  I trim. 2013 II trim. 2013 III trim. 2013 IV trim. 2013
Pubblicato Riesposto Pubblicato Riesposto Pubblicato Riesposto Pubblicato Riesposto

CONTO ECONOMICO

Utile operativo

3.834 3.867 1.459 1.471 3.303 3.302 260 248

   di cui:

   G&P

(105) (89) (454) (442) (446) (434) (1.987) (2.002)

   R&M

(48) (30) (509) (511) (145) (139) (815) (812)

Proventi su partecipazioni

148 121 526 511 3.639 3.646 1.802 1.807

Utile netto di competenza azionisti Eni

1.543 1.543 275 275 3.989 3.989 (647) (647)

STATO PATRIMONIALE

Immobili, impianti e macchinari

65.442 66.810 64.441 65.780 63.785 65.082 62.506 63.763

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

4.411 3.551 4.518 3.643 4.468 3.608 3.934 3.153

Totale attività

147.415 148.746 137.585 137.887 137.815 138.989 138.088 138.341

RENDICONTO FINANZIARIO

Flusso di cassa netto da attività operativa

2.798 2.814 1.954 2.001 3.036 3.027 3.181 3.184

Flusso di cassa netto da attività di investimento

(2.244) (2.250) (408) (431) (4.303) (4.329) (3.988) (3.971)

Flusso di cassa netto del periodo

2.331 2.325 (2.246) (2.187) (1.834) (1.878) (728) (765)


Nella sezione "Riesposizione 2013" del presente comunicato stampa alle pagine 31-39 sono riportati i risultati dei periodi contabili 2013 e dell’intero esercizio riesposti in base alle disposizioni dei nuovi principi contabili.

Il contenuto e il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance è spiegato da note esplicative dedicate, 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.

Eni: risultati del primo trimestre 2014

PDF 261.67 KB 29 aprile 2014 CEST 07:50
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