San Donato Milanese, 31 luglio 2014 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2014 (non sottoposti a revisione contabile).
Highlight finanziari1
Highlight operativi
Claudio Descalzi, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Nel 2014 lo scenario di mercato è complessivamente peggiorato rispetto al 2013. In particolare, nel settore della raffinazione abbiamo vissuto a livello europeo un drastico calo dei margini, frutto dell'eccesso di capacità, che ci ha portato ad accelerare il piano di ristrutturazione dei nostri impianti. Malgrado il contesto negativo Eni ha conseguito un flusso di cassa in netta crescita grazie alle rinegoziazioni dei contratti gas di lungo termine i cui effetti consentono di anticipare il breakeven del settore G&P al 2014. Nell'upstream continuiamo a conseguire successi esplorativi di rilievo e, nonostante la complessità del contesto geopolitico, la nostra produzione di idrocarburi rimane stabile. Abbiamo poi varato una nuova struttura organizzativa compatta che ci consente, tra gli altri benefici, un funzionamento rapido e sinergico. Alla luce delle azioni messe in campo, proporrò al CdA del 17 settembre un acconto dividendo di €0,56 per azione."
Nella stessa occasione il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato la Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2014 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 decade del mese di agosto unitamente agli esiti dell’attività di revisione.
(1) Le variazioni dei risultati sono calcolate rispettivamente rispetto al secondo trimestre e al primo semestre 2013.
(2) Flusso di cassa netto da attività operativa.
(3) Escluso l’effetto del disinvestimento di Artic Russia.
| II trim.2013 | I trim.2014 | II trim.2014 | Var. % II trim. 14 vs 13 | (€ milioni) | I semestre | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2014 | Var. % | |||||
Risultati economici (a) | |||||||
| 1.959 | 3.491 | 2.728 | 39,3 | Utile operativo adjusted (b) | 5.705 | 6.219 | 9,0 |
| 576 | 1.187 | 868 | 50,7 | Utile netto adjusted | 1.961 | 2.055 | 4,8 |
| 0,16 | 0,33 | 0,24 | 50,0 | - per azione(€) (c) | 0,54 | 0,57 | 5,6 |
| 0,42 | 0,90 | 0,66 | 57,1 | - per ADR($) (c) (d) | 1,42 | 1,56 | 9,9 |
| 275 | 1.303 | 658 | 139,3 | Utile netto | 1.818 | 1.961 | 7,9 |
| 0,07 | 0,36 | 0,18 | .. | - per azione(€) (c) | 0,50 | 0,54 | 8,0 |
| 0,18 | 0,99 | 0,49 | .. | - per ADR($) (c)(d) | 1,31 | 1,48 | 13,0 |
(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 2014 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted di €2,73 miliardi con un incremento del 39,3% rispetto al secondo trimestre 2013, peraltro penalizzato dalle perdite straordinarie di Saipem per €680 milioni (al netto di tale impatto, l’incremento si ridimensiona al 3,4%).
Il secondo trimestre 2014 è caratterizzato dal notevole recupero nella performance di Gas & Power il cui utile operativo adjusted di €70 milioni si confronta con una perdita operativa di €424 milioni nel secondo trimestre 2013. Tale miglioramento è determinato dai benefici economici delle rinegoziazioni di una parte sostanziale del portafoglio di approvvigionamento long-term, in un contesto tuttavia caratterizzato dal continuo deterioramento dei prezzi di vendita in Italia, debolezza della domanda e perdurante pressione competitiva. Il settore Ingegneria & Costruzioni con la Saipem ha registrato l’utile operativo di €165 milioni rispetto alla perdita straordinaria di €680 milioni del secondo trimestre 2013.
Tali variazioni positive sono state parzialmente compensate dalla contrazione del risultato in Exploration & Production (-€428 milioni, pari a -12,6%) a causa della minore performance produttiva a seguito essenzialmente dei fattori geopolitici in Libia, dei maggiori ammortamenti determinati dagli avvii e messa a regime di giacimenti in produzione nel secondo semestre 2013 e dello sfavorevole scenario prezzi/cambi nel gas. Il settore Refining & Marketing riporta maggiori perdite operative di €43 milioni (-24,4%) a causa dell'accentuata debolezza dello scenario di raffinazione e della domanda di carburanti.
Nel primo semestre 2014 l’utile operativo adjusted di €6,22 miliardi è aumentato del 9% (-2,6% al netto dell’effetto Saipem nel semestre 2013) per effetto degli stessi driver del trimestre e della circostanza che i benefici delle rinegoziazioni dei contratti gas long-term si riferiscono in parte a gas approvvigionato nei precedenti esercizi.
Utile netto adjusted
Nel secondo trimestre 2014 l’utile netto adjusted di €0,87 miliardi evidenzia un incremento del 50,7% (+1,4% al netto delle perdite straordinarie Saipem del trimestre di confronto), che riflette il miglioramento della performance operativa e la riduzione di circa 24 punti percentuali del tax rate adjusted consolidato. Tale riduzione si determina per effetto della mancata valorizzazione fiscale della perdita del settore Ingegneria & Costruzioni nel 2013 e della minore incidenza del settore E&P sull'imponibile di gruppo, il cui effetto è stato in parte compensato dall’incremento del tax rate del settore Exploration & Production a causa della maggiore incidenza dei Paesi a più elevata fiscalità. Nel primo semestre 2014 l’utile netto adjusted di €2,06 miliardi è aumentato del 4,8% (-8% al netto delle perdite straordinarie Saipem del semestre di confronto).
Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici di €2,98 miliardi nel secondo trimestre (€5,52 miliardi nel semestre) hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi e i progetti di ricerca esplorativa. Nel semestre sono stati sostenuti €0,19 miliardi di investimenti finanziari.
Struttura patrimoniale e cash flow
L’indebitamento finanziario netto4 al 30 giugno 2014 è pari a €14,60 miliardi con una riduzione di €0,36 miliardi rispetto a fine 2013 che riflette il flusso di cassa netto da attività operativa di €5,74 miliardi, che sconta minori crediti commerciali ceduti in factoring con scadenza successiva alla chiusura del periodo contabile rispetto a quanto fatto a fine 2013 (-€0,68 miliardi), e gli incassi da dismissione di €3 miliardi relativi alla partecipazione in Artic Russia e alla residua partecipazione finanziaria in Galp. Questi flussi sono stati assorbiti dal pagamento dei dividendi (€2 miliardi), dagli investimenti di periodo (€5,52 miliardi) e dal riacquisto delle azioni Eni (€0,2 miliardi).
Rispetto al 31 marzo 2014, l’indebitamento finanziario netto è aumentato di €0,8 miliardi per effetto del pagamento del saldo dividendo 2013 di Eni e degli investimenti di periodo, parzialmente compensati dal flusso di cassa netto da attività operativa (€3,59 miliardi) e dagli incassi da dismissioni (€0,84 miliardi).
Il leverage5 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è migliorato a 0,24 al 30 giugno 2014 rispetto a 0,25 al 31 dicembre 2013.
Acconto dividendo 2014
Sulla base dell’esame dei risultati del primo semestre 2014 e delle previsioni per l’intero esercizio, la proposta di acconto dividendo al Consiglio di Amministrazione del 17 settembre 2014 sarà di €0,56 per azione6 (€0,55 nel 2013) da mettere in pagamento il 25 settembre 2014 con stacco cedola il 22 settembre 2014.
| II trim. 2013 | I trim. 2014 | II trim. 2014 | Var. % II trim. 14 vs 13 | I semestre | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2014 | Var. % | ||||||
PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI | ||||||||
| 1.648 | 1.583 | 1.584 | (3,9) | Produzione di idrocarburi | (migliaia di boe/giorno) | 1.624 | 1.583 | (2,5) |
| 845 | 822 | 813 | (3,8) | - Petrolio | (migliaia di barili/giorno) | 832 | 817 | (1,8) |
| 125 | 118 | 120 | (4,0) | - Gas naturale | (milioni di metri cubi/giorno) | 123 | 119 | (3,3) |
| 19,09 | 26,76 | 19,09 | Vendite gas mondo | (miliardi di metri cubi) | 49,26 | 45,85 | (6,9) | |
| 8,69 | 8,25 | 7,75 | (10,8) | Vendite di energia elettrica | (terawattora) | 17,85 | 16,00 | (10,4) |
| 2,49 | 2,16 | 2,38 | (4,4) | Vendite di prodotti petroliferi rete Europa | (milioni di tonnellate) | 4,82 | 4,54 | (5,8) |
Exploration & Production
Nel secondo trimestre 2014 la produzione di idrocarburi è stata di 1,584 milioni di boe/giorno. Nel confronto su base omogenea, con esclusione cioè del disinvestimento degli asset in Siberia (30 mila boe/giorno) e a parità di prezzi di riferimento nei contratti di production sharing, e al netto dei fattori geopolitici, la produzione evidenzia un profilo sostanzialmente invariato (-0,6%) rispetto al secondo trimestre 2013. La crescita produttiva in Regno Unito e Algeria è stata assorbita dal declino delle produzioni mature. Nel primo semestre 2014 la produzione di idrocarburi (1,583 milioni di boe/giorno) è rimasta sostanzialmente invariata per gli stessi driver.
Gas & Power
Nel secondo trimestre 2014, in uno scenario caratterizzato dalla perdurante pressione competitiva, le vendite di gas naturale sono state di 19,09 miliardi di metri cubi, stabili rispetto al secondo trimestre 2013. Sono stati registrati aumenti in Italia (+11,8% a 7,27 miliardi di metri cubi) per effetto della maggiore commercializzazione nei mercati spot e nei mercati europei (+2,4% a 9,01 miliardi di metri cubi) principalmente in Benelux e Penisola Iberica; sono diminuiti i ritiri degli importatori in Italia a causa della minore disponibilità di output libico (-49,2% a 0,64 miliardi di metri cubi). Nel primo semestre 2014 le vendite pari a 45,85 miliardi di metri cubi evidenziano un calo del 6,9% a causa principalmente dello sfavorevole effetto climatico registrato nei mesi invernali e della continua debolezza del segmento termoelettrico penalizzato anche dalla sovrapproduzione di energia idroelettrica.
Refining & Marketing
Nel secondo trimestre 2014 i margini di raffinazione nell’area del Mediterraneo sono rimasti su valori depressi 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. In tale scenario il margine indicatore Eni (standard refining margin) che approssima il sistema e i bilanci materia delle raffinerie Eni, ha registrato una contrazione del 30% nel trimestre (-45% su base semestrale).
Le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia sono state di 1,60 milioni di tonnellate, evidenziando una contrazione del 6,4% a causa del calo dei consumi nazionali e della forte pressione competitiva (3,05 milioni di tonnellate, -9,2% nel semestre). La quota di mercato è pari al 26,4% nel secondo trimestre 2014, in calo di 1,5 punti percentuali rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (27,9%). Le vendite rete nel resto d’Europa del secondo trimestre 2014 sono in linea rispetto al periodo di confronto.
Cambio euro/dollaro USA
I risultati del secondo trimestre e del primo semestre 2014 sono stati penalizzati dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+5% nel trimestre; +4,3% nel semestre).
(4) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 31
(5) 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. 31.
(6) 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.
Vietnam
Nel giugno 2014 è stato firmato con PetroVietnam un Production Sharing Contract per l’esplorazione del blocco offshore 122 dell’estensione di 6.900 chilometri quadrati nel deep offshore del Bacino di Phu Khanh. Il programma esplorativo prevede la durata di sette anni.
Algeria
Nel giugno 2014 sono stati assegnati dalla compagnia di stato Sonatrach tre permessi di prospezione nelle aree El Guefoul, Tinerkouk e Terfas nell’onshore meridionale dell’Algeria per la superficie di 46.837 chilometri quadrati. La durata del periodo esplorativo è due anni.
Cina
Nel giugno 2014 è stato firmato un Production Sharing Contract con la compagnia di stato cinese CNOOC per l’esplorazione del blocco offshore 50/34 situato nelle acque convenzionali del Mare Cinese meridionale. La durata del periodo esplorativo è sei anni e mezzo.
Kazakhstan
Nel giugno 2014 è stato firmato un accordo strategico con la compagnia di stato KazMunayGas (KMG) per lo sfruttamento dei diritti di esplorazione e produzione dell’area Isatay nel Mar Caspio settentrionale con partecipazioni paritetiche nell’iniziativa. L’accordo prevede la costruzione di un cantiere navale a Kuryk.
Sud Africa
Nel giugno 2014 è stato firmato un accordo con la società sudafricana Sasol per l’acquisizione dei diritti di esplorazione nel permesso offshore ER236 con un working interest del 40% e l’operatorship. L’area esplorativa si estende su di una superficie di 82.000 chilometri quadrati nei bacini di Durban e Zululand situati lungo le coste orientali del Paese. L’accordo è soggetto all’approvazione delle competenti Autorità del Paese.
Venezuela
Nell'ambito dello sviluppo del giacimento super-giant di Perla, nel giugno 2014 è stato firmato un MOU con la compagnia di Stato PDVSA che prevede un nuovo schema contrattuale per lo sfruttamento commerciale dei liquidi associati al gas. PDVSA avrà una quota del 60% nella nuova entità; Eni e Repsol parteciperanno con il 20% ciascuna. Le due compagnie internazionali finanzieranno in misura paritetica la quota di costi di sviluppo a carico PDVSA fino a $1 miliardo. Proseguono le attività di sviluppo delle risorse a gas.
Alaska
Nel giugno 2014 il giacimento di Nikaitchuq ha raggiunto il target produttivo di 25 mila barili di olio giorno. Tale importante risultato è stato ottenuto grazie alle competenze e alle tecnologie proprietarie di Eni applicate in un ambiente estremo e con vincoli ambientali, che hanno consentito di realizzare uno degli impianti di produzione più avanzati nel North Slope, con massima compatibilità ambientale e alta efficienza operativa.
Mozambico
Nel maggio 2014 è stata completata con successo la campagna di delineazione della scoperta Agulha, situata nell’Area 4 nell’offshore del Mozambico con il pozzo Agulha 2, perforato in 2.603 metri d’acqua fino alla profondità complessiva di 5.645 metri.
Norvegia
Nel maggio 2014 la nuova scoperta a olio e gas di Drivis nella licenza esplorativa PL532 nell’offshore norvegese del Mare di Barents ha consentito di individuare volumi in posto stimati tra 125 e 140 milioni di barili che contribuiranno allo sviluppo dell'Hub di Johan Castberg.
Successi esplorativi
Nel primo semestre 2014, oltre ai citati successi, l’attività esplorativa ha riguardato principalmente:
(i) Congo, nel blocco offshore Marine XII (Eni 65%, operatore), con il pozzo di appraisal Nené Marine 3, confermando il potenziale minerario a olio e gas dell’area;
(ii) Egitto, con la scoperta a olio ARM-14 nella concessione Abu Rudeis (Eni 100%) nel Golfo di Suez, già allacciato alle facility produttive dell’area;
(iii) Nigeria, con il pozzo Abo 12 mineralizzato a olio nel blocco OML 125 (Eni 85%, operatore). La scoperta sarà allacciata alle facility produttive nel corso dell’anno.
Gabon
Nel luglio 2014 è stata effettuata un’importante scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Nyonie Deep, situato nell’offshore del Gabon, con un potenziale iniziale in posto stimato in circa 500 milioni di boe. La scoperta è il risultato della campagna esplorativa che Eni sta conducendo nel promettente bacino del pre-sale dell’Africa Occidentale, dove risulta il terzo campo scoperto recentemente in acque poco profonde, dopo Nené Marine e Litchendjili Marine in Congo. Il potenziale totale di queste scoperte è stimato in circa 3 miliardi di boe.
Cessione degli asset downstream in Repubblica Ceca, Slovacchia e Romania
Nel maggio 2014 è stato firmato, con la società ungherese MOL, il contratto preliminare di vendita delle attività Eni di distribuzione carburanti nella Repubblica Ceca, Slovacchia e Romania e della relativa quota di capacità di raffinazione locale attraverso l’interest del 32,445% nella società di raffinazione Ceská Rafinérská a.s. (CRC). Su quest’ultimo asset è stato esercitato il diritto di prelazione da parte del socio Unipetrol alle stesse condizioni di prezzo concordate con MOL. Tali accordi sono soggetti all’approvazione della Commissione Europea. Eni rimarrà attiva nella Repubblica Ceca, Slovacchia e Romania nella commercializzazione dei lubrificanti extrarete.
Cessione Galp
Nel semestre 2014 Eni ha completato lo smobilizzo della partecipazione finanziaria in Galp con la vendita della quota pari all’8% del capitale sociale per l’ammontare di €824 milioni. Eni mantiene ancora circa l’8% del capitale sociale di Galp a servizio del bond convertibile di circa €1.028 milioni emesso il 30 novembre 2012 con scadenza 30 novembre 2015.
Germania
Nel luglio 2014, nell’ambito della strategia di ristrutturazione del portafoglio dei business mid-downstream e di uscita dalle attività regolamentate di trasporto del gas, è stato definito l’accordo preliminare per la vendita della quota Eni nella joint venture EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft (EEV), che controlla le società operative Gasversorgung Süddeutschland (GVS) e Terranets BW, al partner EnBW (Energie Baden-Württemberg). Nel 2013 la quota Eni di vendite gas della joint venture è stata di 2,62 miliardi di metri cubi.
La transazione è soggetta all’approvazione delle competenti Autorità antitrust.
Versalis - progetto Chimica Verde
Nel giugno 2014 è stato avviato il progetto Chimica Verde di Matrìca, la joint venture paritetica Versalis-Novamont, che segna la riconversione del polo petrolchimico di Porto Torres. L’innovativa tecnologia utilizzata nell’impianto è in grado di trasformare oli vegetali in monomeri e intermedi, componenti base per la produzione di bio-prodotti più complessi destinati a svariati settori industriali (pneumatici, biolubrificanti, plastiche, ecc.). Nei prossimi mesi entreranno in esercizio altre due unità per una capacità produttiva target del progetto di circa 70 mila tonnellate/anno.
Avvio della bio-Raffineria di Venezia
Nel giugno 2014 è stata avviata la bio-raffineria di Porto Marghera della capacità di circa 300 mila tonnellate/anno di Green Diesel destinato a coprire la metà del fabbisogno annuo di Eni, garantendo una nuova prospettiva al sito industriale con vantaggi economici e ambientali.
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 dell’accresciuto rischio geopolitico 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:
Nel 2014 il management prevede un'ulteriore ottimizzazione dello spending con conseguente riduzione degli investimenti 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 108 $/barile e un cambio medio euro/dollaro di 1,35 (previsione cambio chiusura pari a 1,31 euro/dollaro), è previsto sostanzialmente in linea con il livello di fine 2013 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 2014, 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 decade 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 2014 e al secondo trimestre 2013 e al primo semestre 2014 e 2013. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 giugno 2014, 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 30 giugno 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 Borsa Italiana il 10 aprile 2014. Per l’informativa completa sul restatement dei periodi contabili 2013 a seguito dell’applicazione dei nuovi principi contabili si fa rinvio al comunicato stampa sui risultati del primo trimestre 2014 pubblicato il 29 aprile 2014.
Di seguito è riportata la sintesi dei risultati dei periodi di confronto e dell’intero esercizio 2013 riesposti in base alle disposizioni dei nuovi principi contabili.
(€ milioni) | II trim. 2013 | I semestre 2013 | Esercizio 2013 | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Pubblicato | Riesposto | Pubblicato | Riesposto | Pubblicato | Riesposto |
CONTO ECONOMICO | ||||||
Utile operativo | 1.459 | 1.471 | 5.293 | 5.338 | 8.856 | 8.888 |
di cui: | ||||||
G&P | (454) | (442) | (559) | (531) | (2.992) | (2.967) |
R&M | (509) | (511) | (557) | (541) | (1.517) | (1.492) |
Proventi su partecipazioni | 526 | 511 | 674 | 632 | 6.115 | 6.085 |
Utile netto di competenza azionisti Eni | 275 | 275 | 1.818 | 1.818 | 5.160 | 5.160 |
STATO PATRIMONIALE | ||||||
Immobili, impianti e macchinari | 64.441 | 65.780 | 64.441 | 65.780 | 62.506 | 63.763 |
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 4.518 | 3.643 | 4.518 | 3.643 | 3.934 | 3.153 |
Totale attività | 137.585 | 137.887 | 137.585 | 137.887 | 138.088 | 138.341 |
RENDICONTO FINANZIARIO | ||||||
Flusso di cassa netto da attività operativa | 1.954 | 2.001 | 4.752 | 4.815 | 10.969 | 11.026 |
Flusso di cassa netto da attività di investimento | (408) | (431) | (2.652) | (2.681) | (10.943) | (10.981) |
Flusso di cassa netto del periodo | (2.246) | (2.187) | 85 | 138 | (2.477) | (2.505) |
Il contenuto e il significato delle misure di risultato non-GA AP 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.
Numero verde azionisti (dall’Italia): 800940924
Numero verde azionisti (dall’estero): +80011223456
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