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Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2014

30 ottobre 2014 - 7:49 AM CET
 

San Donato Milanese, 30 ottobre 2014 - il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2014 (non sottoposti a revisione contabile)1.

Highlight finanziari

  • Cash flow operativo2 del trimestre: €3,98 miliardi, il più elevato tra gli analoghi periodi negli ultimi 5 anni; €9,72 miliardi nei nove mesi, +24% rispetto ai nove mesi del 2013;
  • Leverage a 0,25 invariato rispetto al 31 dicembre 2013;
  • Utile operativo adjusted: €3,03 miliardi nel trimestre (-11,8%); €9,25 miliardi nei nove mesi (+1,2%);
  • Utile netto adjusted: €1,17 miliardi nel trimestre (+2,5%); €3,24 miliardi nei nove mesi (+3,2%);
  • Utile netto: €1,71 miliardi nel trimestre (-57%); €3,68 miliardi nei nove mesi (-36,7%); nel 2013 rilevata la plusvalenza sulla cessione del 20% della scoperta in Mozambico per circa €3 miliardi.

Highlight operativi

  • Produzione di idrocarburi: stabile a 1,58 milioni di boe/giorno (1,59 milioni di boe/giorno nell’anno 20133);
  • Esplorazione: rilevanti scoperte in Congo (Marine XII) e Indonesia (East Sepinggan) che si sommano alle recenti scoperte “near-field‘ in Angola ed Ecuador. Per tutte vale l’aspettativa di una messa in produzione molto rapida. Nei nove mesi accertate risorse esplorative per 700 milioni di boe per un costo unitario di $1,9;
  • Sviluppo: proseguono le attività principalmente in Angola, Congo, Norvegia e Indonesia, dove i nuovi campi contribuiranno in modo rilevante alla crescita produttiva nel prossimo quadriennio. Proseguono inoltre le attività di pre-sviluppo in Mozambico;
  • Accordo in Congo per il prolungamento di permessi produttivi esistenti e l’avvio di nuove iniziative petrolifere;
  • Midstream: proseguono in linea con le attese le attività di ristrutturazione nella raffinazione e nel gas annunciate lo scorso luglio.

Claudio Descalzi, Amministratore Delegato, ha commentato:
 “Sono particolarmente soddisfatto degli eccellenti risultati nella generazione della cassa, record degli ultimi 5 anni nonostante uno scenario non favorevole, conseguiti grazie agli sforzi compiuti negli ultimi mesi. Ciò rende ancor più credibile l’obiettivo di crescita della generazione di cassa dichiarato al mercato lo scorso luglio. L’esplorazione continua a fornire un contributo straordinario alla crescita futura del nostro portafoglio upstream, mentre lo sviluppo della nuova produzione prevista nel quadriennio prosegue secondo previsioni così come la ristrutturazione dei business della raffinazione e del gas. Sono convinto che questa strategia ed i risultati che ne derivano siano la miglior garanzia di redditività e di solidità per Eni in un contesto di prezzi decrescenti‘.

(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 il contributo di Artic Russia per effetto del disinvestimento.

 

Highlight finanziari
III trim.
2013
II trim.
2014
III trim.
2014
Var. % III trim.
14vs13
(€ milioni)Nove mesiVar. %
20132014
    

Risultati economici (a)

   
3.4382.7283.032(11,8)

Utile operativo adjusted (b)

9.1439.2511,2
1.1408831.1692,5

Utile netto adjusted

3.1423.2433,2
0,310,240,323,2

- per azione (€) (c)

0,870,903,4
0,820,660,853,7

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

2,292,446,6
3.9896581.714(57,0)

Utile netto

5.8073.675(36,7)
1,100,180,48(56,4)

- per azione (€) (c)

1,601,02(36,3)
2,910,491,27(56,4)

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

4,212,76(34,4)

(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 terzo trimestre 2014 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted consolidato di €3,03 miliardi con una riduzione dell’11,8% rispetto al terzo trimestre 2013 per effetto principalmente della contrazione del risultato nell’Exploration & Production (-€828 milioni, pari al -21,1%) a causa della flessione dei prezzi del petrolio (-7,7% per il riferimento Brent) e del gas, nonché del calo produttivo.
Nonostante il difficile contesto di mercato caratterizzato dal deterioramento dei prezzi di vendita e la stagnazione della domanda, il settore Gas & Power ha ridotto di circa due terzi la perdita operativa (a -€109 milioni rispetto a -€344 milioni nel terzo trimestre 2013) grazie alle rinegoziazioni di una parte sostanziale del portafoglio di approvvigionamento long-term. Il settore Refining & Marketing sostenuto dalla riduzione delle perdite della Raffinazione grazie a un lieve rialzo dello scenario e alle continue azioni di efficienza/ottimizzazione mostra un utile di €39 milioni (rispetto alla perdita operativa di €55 milioni del trimestre di confronto). Gli stessi driver hanno determinato il leggero recupero dei risultati di Versalis con perdite operative ridotte dell’11,7%. In calo la performance della controllata Saipem (-29,5%) che riflette l’ancora elevata incidenza di commesse a margini ridotti acquisite in passati esercizi.
Nei nove mesi 2014 l’utile operativo adjusted consolidato di €9,25 miliardi è aumentato dell’1,2% per effetto della migliorata performance del settore Gas & Power che riflette i benefici delle rinegoziazioni dei contratti gas long-term riferiti in parte a gas approvvigionato nel precedente anno termico e del recupero della controllata Saipem (+€702 milioni) a fronte delle perdite straordinarie rilevate nel 2013. Tali driver hanno più che assorbito il peggioramento della Exploration & Production e degli altri settori.

Utile netto adjusted
Nel terzo trimestre 2014 l’utile netto adjusted di €1,17 miliardi evidenzia un incremento del 2,5%: il peggioramento della performance operativa e i minori risultati conseguiti dalle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto sono stati più che compensati dalla flessione del tax rate consolidato di 5 punti percentuali, dovuta principalmente alla minore incidenza dell’Exploration & Production sull’utile ante imposte consolidato. Nei nove mesi 2014 l’utile netto adjusted di €3,24 miliardi aumenta del 3,2% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente per gli stessi driver del trimestre nonchè per effetto della mancata valorizzazione fiscale della perdita del settore Ingegneria & Costruzioni nei nove mesi 2013 (tax rate consolidato in riduzione di 5 punti percentuali).

Utile netto reported
L’utile netto reported del terzo trimestre 2014 di €1,71 miliardi rileva un provento fiscale pari a €0,82 miliardi (al quale si aggiunge la componente interessi per €0,01 miliardi) per effetto dell’intervenuta definizione con le Autorità fiscali italiane delle modalità di calcolo dell’addizionale Ires del 4% di cui alla legge 7/2009 (cosiddetta Libyan tax) dovuta dalla parent company Eni SpA con effetto dall’esercizio 2009. Nel terzo trimestre 2013 l’utile netto di €3,99 miliardi includeva la plusvalenza di circa €3 miliardi sulla cessione dell’interest del 20% nella scoperta in Mozambico.

Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici di €3,08 miliardi nel terzo trimestre (€8,61 miliardi nei nove mesi) hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi e i progetti di ricerca esplorativa. Nei nove mesi sono stati sostenuti €0,28 miliardi di investimenti finanziari.

Struttura patrimoniale e cash flow
L’indebitamento finanziario netto4 al 30 settembre 2014 è pari a €15,84 miliardi con un incremento di €0,87 miliardi rispetto a fine 2013, di cui €0,25 miliardi effetto delle differenze cambio. Nei nove mesi, il flusso di cassa netto da attività operativa di €9,72 miliardi, che sconta minori crediti commerciali ceduti in factoring con scadenza successiva alla chiusura del periodo contabile rispetto a quanto fatto a fine 2013 (-€0,78 miliardi), e gli incassi da dismissione di €3,23 miliardi, relativi principalmente alla partecipazione in Artic Russia e alla residua partecipazione finanziaria in Galp, hanno sostanzialmente coperto i fabbisogni relativi al pagamento dei dividendi (circa €4 miliardi, di cui circa €2 miliardi relativi all’acconto dividendo 2014), all’acquisto di azioni proprie (€0,29 miliardi) e agli investimenti di periodo (€8,9 miliardi).
Rispetto alla situazione al 30 giugno 2014, l’indebitamento finanziario netto è aumentato di €1,24 miliardi per effetto del pagamento dell’acconto dividendo 2014 e degli investimenti di periodo, parzialmente compensati dal flusso di cassa netto da attività operativa (€3,98 miliardi) e dagli incassi da dismissioni (€0,22 miliardi).
Il leverage5 - rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è pari a 0,25 al 30 settembre 2014, invariato rispetto al 31 dicembre 2013. L’effetto dell’incremento dell’indebitamento finanziario netto è stato compensato dalla crescita del total equity dovuta oltre che al risultato di periodo, all’effetto positivo (+€3,76 miliardi) delle differenze cambio da conversione dei bilanci delle controllate aventi il dollaro come valuta funzionale, grazie al sensibile apprezzamento della divisa statunitense rispetto all’euro (+9% nelle rilevazioni di chiusura a fine 2013 e al 30 settembre 2014).

 

Highlight operativi
III trim.
2013
II trim.
2014
III trim.
2014
Var. % III trim.
14vs13
PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVINove mesiVar. %
20132014
1.6531.5841.576(4,7)

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno)1.6331.581(3,2)
851813812(4,6)

- Petrolio

(migliaia di barili/giorno)838815(2,7)
125120119(4,8)

- Gas naturale

(milioni di metri cubi/giorno)124119(4,0)
18,3519,0919,626,9

Vendite gas mondo

(miliardi di metri cubi)67,6165,47(3,2)
8,457,758,26(2,2)

Vendite di energia elettrica

(terawattora)26,3024,26(7,8)
2,542,382,41(5,1)

Vendite di prodotti
petroliferi rete Europa

(milioni di tonnellate)7,366,95(5,6)


Exploration & Production

Nel terzo trimestre 2014 la produzione di idrocarburi è stata di 1,576 milioni di boe/giorno. Nel confronto su base omogenea, con esclusione cioè del disinvestimento degli asset in Siberia (circa 30 mila boe/giorno), a parità di prezzi di riferimento nei contratti di production sharing e al netto dei fattori geopolitici, la produzione registra una riduzione di 3,5 punti percentuali (-1% nei nove mesi a 1,581 milioni di boe/giorno). La crescita produttiva nel Regno Unito, Algeria e Stati Uniti è stata più che assorbita dal declino delle produzioni mature e da fermate non programmate. La produzione dei nove mesi risulta stabile se comparata con quella conseguita nell’intero anno 2013.

Gas & Power
Nel terzo trimestre 2014 in uno scenario caratterizzato dalla debolezza della domanda e perdurante pressione competitiva, le vendite di gas naturale di 19,62 miliardi di metri cubi sono aumentate del 6,9% rispetto al terzo trimestre 2013. Le vendite in Italia (7,24 miliardi di metri cubi) sono cresciute del 18,1% grazie ai maggiori volumi commercializzati spot e nel segmento grossisti. Le vendite nei mercati europei (9,21 miliardi di metri cubi) evidenziano un incremento del 13% principalmente in Benelux. Nei nove mesi 2014 le vendite di 65,47 miliardi di metri cubi sono diminuite del 3,2% a causa dell’effetto climatico del primo trimestre e della debolezza della domanda.

Refining & Marketing
Nel terzo trimestre 2014 il margine indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin - SERM) che approssima il sistema e i bilanci materia delle raffinerie Eni, ha registrato una ripresa rispetto ai valori particolarmente depressi del terzo trimestre 2013. Tuttavia rimangono i fattori di debolezza strutturale dell’industria di raffinazione europea connessi alla debolezza della domanda, eccesso di capacità e crescente pressione competitiva dai flussi di prodotto importato da Russia, Asia e Stati Uniti. Nei nove mesi il margine indicatore Eni ha registrato una flessione del 10,3%.
Le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia sono state di 1,58 milioni di tonnellate, evidenziando una contrazione del 7,6% a causa del calo dei consumi nazionali e della forte pressione competitiva (4,63 milioni di tonnellate, -8,7% nei nove mesi). La quota di mercato è pari al 25,4% nel terzo trimestre 2014, in calo di 1,8 punti percentuali rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (27,2%). Le vendite rete nel resto d’Europa del terzo trimestre 2014 sono stabili rispetto al periodo di confronto.

Cambio euro/dollaro USA
I risultati dei nove mesi 2014 sono stati penalizzati dall’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+2,9%).


Sviluppi di business

Angola
Nel settembre 2014 è stata effettuata una nuova scoperta a olio con il pozzo Ochigufu 1 NFW nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore) situato nelle acque profonde dell’Angola. La scoperta, stimata in circa 300 milioni di barili di olio in posto, è localizzata a pochi chilometri di distanza dal West Hub e consente di incrementare la base di risorse producibili dal progetto che è in corso di realizzazione.

Congo
Nel luglio 2014 è stato firmato con le Autorità congolesi un accordo di cooperazione per il prolungamento di permessi produttivi esistenti e l’avvio di nuove iniziative petrolifere nel bacino costiero congolese, che si estende dall’onshore Mayombe al deep-offshore.
Nell’ottobre 2014 è stata effettuata una nuova importante scoperta a olio di Minsala Marine nell’offshore del Paese, con un potenziale minerario preliminarmente stimato in circa 1 miliardo di barili di olio equivalente in posto, dei quali l’80% olio. Questa scoperta è la terza effettuata in Congo negli obiettivi pre-salini del permesso Marine XII, dopo quelle di Litchjendily e Nene Marine, entrambe già in corso di sviluppo.

Ecuador
Nel settembre 2014 è stata effettuata un’importante scoperta a olio in Ecuador con il pozzo esplorativo Oglan-2, con un potenziale stimato di olio in posto pari a circa 300 milioni di barili. Lo sviluppo commerciale della scoperta, situata a pochi chilometri dal centro di trattamento del giacimento operato di Villano, sarà avviato in tempi brevi. Tale successo fa parte della nuova campagna esplorativa che Eni sta conducendo per sviluppare il potenziale del Blocco 10, nell’ambito del nuovo contratto di servizio siglato nel 2010 con il Governo dell’Ecuador.

Egitto
Nel settembre 2014 sono state assegnate con il ruolo di operatore le tre licenze esplorative South-West Meleiha (100%) onshore, adiacente alla licenza in produzione di Meleiha Development Lease, e dei Blocchi 9 (100%) e 8 (50%) situati nell’offshore profondo del Mar Mediterraneo al confine con le acque di Cipro. Il perfezionamento avverrà in occasione della ratifica e finalizzazione dei relativi accordi di concessione.
Nell’agosto 2014 è stato avviato il progetto DEKA (Denis-Karawan) con una produzione di 1,8 milioni di metri cubi di gas/giorno e circa 800 barili/giorno di condensati associati. Le produzioni saranno trattate presso l’impianto onshore di El Gamil. Il picco produttivo di circa 6,5 milioni di metri cubi/giorno in quota Eni è atteso entro il primo trimestre 2015.

Gabon
Nel luglio 2014 il pozzo Nyonie Deep 1 nel Blocco D4 nelle acque convenzionali del Gabon ha individuato un potenziale in posto stimato in circa 500 milioni di boe di gas e condensati. La scoperta è il risultato della campagna esplorativa che Eni sta conducendo agli obiettivi delle sequenze pre-saline nelle acque convenzionali dell’Africa Occidentale.

Indonesia
Nell’ottobre 2014 è stata effettuata un’importante scoperta a gas nel pozzo esplorativo Merakes 1 situato nel Blocco East Sepinggan (Eni 100%, operatore) nell’offshore indonesiano. La scoperta, stimata in circa 36 miliardi di metri cubi di gas, è collocata in prossimità del campo offshore in sviluppo di Jangkrik operato da Eni e potrà fornire ulteriori volumi all’impianto GNL di Bontang.

Mozambico: accordo di cooperazione nei settori upstream e GNL
Nell’ambito della partnership con la società sudcoreana Korea Gas Corporation (KOGAS), nell’ottobre 2014 è stato firmato un accordo di cooperazione per lo sviluppo di iniziative congiunte nei settori upstream e GNL, in particolare nell’Area 4 del Mozambico.

Myanmar
Il 31 luglio 2014 sono stati firmati i Production Sharing Contract (PSC) per l’esplorazione di due blocchi onshore in Myanmar. Sarà costituita una joint venture tra Eni e la società di Stato Myanmar Production and Exploration Company Ltd (quota Eni 90%) per la conduzione delle attività. Il periodo di esplorazione ha un termine di 6 anni.

Stati Uniti
Nell’agosto 2014 è stato perforato con successo il pozzo esplorativo Stallings 1H, il primo nell’ambito dell’accordo stipulato con Quicksilver Resources alla fine del 2013 volto a valutare, esplorare e sviluppare giacimenti non convenzionali (shale-oil) situati nella parte meridionale del bacino del Delaware nel West Texas. Il pozzo è stato messo in produzione con portate iniziali di 750 barili/giorno di olio. È in corso la perforazione di un secondo pozzo esplorativo, Mitchell 1H, situato nella stessa area.

Vietnam
Nell’ottobre 2014 sono stati firmati i production sharing contract (PSC) per l’esplorazione dei blocchi 116 (Eni 100%) e 124 (Eni 60%) situati al largo delle coste del Vietnam, con un acreage complessivo di circa 11.000 chilometri quadrati. Il commitment esplorativo è previsto in 7 anni. L’acquisizione di questi due blocchi consolida la presenza Eni nel Paese e nel bacino del Pacifico. La vicinanza alle recenti aree esplorative in cui Eni opera consentirà di far leva sulle sinergie logistiche e operative con efficienze di tempi e costi.


Evoluzione prevedibile della gestione

L’outlook 2014 è caratterizzato da un ridimensionamento della crescita economica globale sulla quale pesano la prolungata stagnazione delle economie europee e il rallentamento nei Paesi emergenti. Il prezzo del petrolio nonostante il permanere del rischio geopolitico e dei conseguenti problemi produttivi in alcuni importanti Paesi, ha registrato dalla seconda metà dell’anno un deciso trend ribassista a causa dell’eccesso di offerta alimentato dalla continua crescita della produzione unconventional USA, scendendo nell’intorno degli 85 $/barile rispetto a un dato medio di circa $109 nel primo semestre 2014. Lo scenario competitivo rimane 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, la liquidità del mercato e l’eccesso di offerta/capacità eserciteranno una forte pressione sui prezzi/margini delle commodity energetiche. Sulla base di tale outlook, il management conferma la strategia mirata al progressivo riequilibrio economico e finanziario nei settori G&P, R&M e nella chimica grazie al contenimento dei costi, alla rinegoziazione dei contratti gas di lungo termine, alle ristrutturazioni/riconversioni di capacità e all’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 della cessione dell’interest Eni nella joint venture Artic Russia;
  • vendite di gas: al netto della cessione della joint venture in Germania, sono previste in leggera flessione rispetto al 2013 anche a causa del clima mite registrato nella prima parte del 2014;
  • lavorazioni in conto proprio: sono previste in riduzione rispetto al 2013 a causa dei tagli di capacità produttiva e delle ottimizzazioni per lo scenario negativo, in parte compensate dall'avvio 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 della contrazione della domanda in Italia e della pressione competitiva;
  • Ingegneria & Costruzioni: il 2014 si conferma un anno di transizione, nel corso del quale Saipem si è aggiudicata un livello senza precedenti di nuovi contratti. Tuttavia il progressivo deterioramento delle condizioni di mercato nel corso dell’anno ha rallentato le tempistiche delle rinegoziazioni dei contratti a bassa marginalità e reso più sfidante l’esecuzione dei nuovi progetti.


Nel 2014 il management prevede l’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 nel quarto trimestre e un cambio medio euro/dollaro pari a quelli correnti, è previsto in leggera flessione rispetto al livello di fine 2013 per effetto della gestione industriale e di portafoglio.
Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al terzo e al secondo trimestre 2014 e al terzo trimestre 2013 e ai nove mesi 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 settembre 2014, 30 giugno 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 settembre 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 e alla relazione semestrale consolidata pubblicata il 1° agosto 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.

Sintesi dei risultati dei periodi di confronto e dell’intero esercizio 2013
(€ milioni)III trim. 2013Nove mesi 2013Esercizio 2013
 PubblicatoRiespostoPubblicatoRiespostoPubblicatoRiesposto

CONTO ECONOMICO

Utile operativo

3.3033.3028.5968.6408.8568.888

di cui:

      

G&P

(446)(434)(1.005)(965)(2.992)(2.967)

R&M

(145)(139)(702)(680)(1.517)(1.492)

Proventi su partecipazioni

3.6393.6464.3134.2786.1156.085

Utile netto di competenza azionisti Eni

3.9893.9895.8075.8075.1605.160

STATO PATRIMONIALE

Immobili, impianti e macchinari

63.78565.08263.78565.08262.50663.763

Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto

4.4683.6084.4683.6083.9343.153

Totale attività

137.815138.989137.815138.989138.088138.341

RENDICONTO FINANZIARIO

Flusso di cassa netto da attività operativa

3.0363.0277.7887.84210.96911.026

Flusso di cassa netto da attività di investimento

(4.303)(4.329)(6.955)(7.010)(10.943)(10.981)

Flusso di cassa netto del periodo

(1.834)(1.878)(1.749)(1.740)(2.477)(2.505)


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.

(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.

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.