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Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni: risultati del primo trimestre 2015

29 aprile 2015 - 7:50 AM CEST
 

Highlight finanziari

  • Cash flow operativo2: €2,30 miliardi;
  • Leverage: 0,22 invariato rispetto a fine 2014 nonostante il dimezzamento del prezzo del petrolio;
  • Utile operativo adjusted: €1,57 miliardi, -55% rispetto al primo trimestre 2014; positivo in tutti i settori di business;
  • Utile netto adjusted: €0,65 miliardi,-46% rispetto al primo trimestre 2014;
  • Utile netto: €0,70 miliardi, -46% rispetto al primo trimestre 2014.

 

Highlight operativi

  • Produzione di idrocarburi: 1,697 milioni di boe/giorno +7,2% rispetto al primo trimestre 2014. Escludendo l’impatto positivo dell’effetto prezzo nei contratti di production sharing e delle operazioni di portafoglio + 3,7%;
  • Conseguita la decisione finale d’investimento per il progetto integrato oil&gas OCTP in Ghana;
  • Avviata la produzione dai giacimenti Hadrian South e Lucius negli Stati Uniti, West Franklin in Regno Unito, Eldfisk 2 fase 1 in Norvegia e Nené Marine in Congo;
  • Effettuate scoperte “near-field” in Egitto e Libia; in Indonesia incrementate le risorse esplorative della scoperta a gas Merakes;
  • Acquisiti permessi esplorativi in Egitto, Norvegia, Regno Unito e Myanmar.

 

Claudio Descalzi, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Sono particolarmente soddisfatto dei risultati conseguiti che, in linea con la strategia annunciata lo scorso marzo, recuperano per oltre €600 milioni l’effetto scenario negativo determinato dal crollo del prezzo del Brent. Le produzioni upstream sono in crescita, i piani di sviluppo a sostegno delle nuove produzioni 2015-2016 proseguono secondo le previsioni, mentre tutti i business mid-downstream, approfittando anche di uno scenario favorevole, sono tornati in utile evidenziando i frutti delle azioni di trasformazione avviate. Questi risultati, insieme alla massima attenzione all'efficienza e all'ottimizzazione del capitale circolante, hanno contribuito a mantenere il leverage invariato rispetto a dicembre 2014 nonostante il dimezzamento del prezzo del Brent."

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.

Highlight finanziari
IV trim. RISULTATI ECONOMICI (a)      (€ milioni) I trimestre  Var. %
2014 2014 2015
2.323

Utile operativo adjusted (b)

  3.491 1.567 (55,1)
464

Utile netto adjusted

  1.191 648 (45,6)
0,13

- per azione (€) (c)

  0,33 0,18 (45,5)
0,32

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

  0,90 0,41 (54,4)
(2.384)

Utile netto

  1.303 704 (46,0)
(0,66)

- per azione (€) (c)

  0,36 0,20 (44,4)
(1,65)

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

  0,99 0,45 (54,5)
5.386

Flusso di cassa netto da attività operativa 

2.151 2.304 7,1

(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 2015 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted consolidato di €1,57 miliardi con una flessione del 55% rispetto al primo trimestre 2014 per effetto del calo del 50% del prezzo del petrolio, attenuato dalle migliori performance upstream e di tutti gli altri settori di attività. Il settore G&P ha conseguito un aumento del 21,5% dell’utile operativo (+€0,05 miliardi) grazie alla migliore competitività del portafoglio di approvvigionamenti long-term a seguito della rinegoziazione di una parte sostanziale e alla buona performance del segmento retail e dei segmenti ad alto valore aggiunto, nonostante i proventi una tantum connessi alle rinegoziazioni rilevati nel periodo di confronto.
Il settore R&M e Chimica ha conseguito l’utile operativo adjusted di €0,12 miliardi rispetto alla perdita operativa di €0,31 miliardi del primo trimestre 2014 grazie al recupero dei margini di raffinazione e delle commodity chimiche, nonché per effetto delle iniziative di efficienza e di ottimizzazione. Anche la controllata Saipem ha registrato una ripresa della performance operativa (+25%).

Utile netto adjusted
Nel primo trimestre 2015 l’utile netto adjusted di €0,65 miliardi evidenzia una riduzione del 45,6% per effetto della flessione dell’utile operativo (-€1,92 miliardi) solo parzialmente compensata dai maggiori proventi su partecipazioni grazie alla ripresa dei prezzi di borsa di Galp e Snam sulla cui base sono valutati gli interest posseduti da Eni al servizio dei rispettivi bond convertibili (+€0,18 miliardi). Il tax rate adjusted di gruppo è diminuito di circa 6 punti percentuali per effetto della minore incidenza del settore E&P sull’utile ante imposte di gruppo e dei suddetti proventi valutativi non soggetti a tassazione.

Cash flow operativo
Il flusso di cassa netto da attività operativa di €2,30 miliardi che ha beneficiato di un maggiore volume di crediti commerciali ceduti in factoring con scadenza successiva alla chiusura del periodo contabile (+€352 milioni rispetto al 31 dicembre 2014), e gli incassi da dismissioni di €0,55 miliardi, hanno finanziato buona parte dei fabbisogni relativi agli investimenti del periodo (€2,9 miliardi), focalizzati nello sviluppo di giacimenti di idrocarburi e nei progetti di ricerca esplorativa, determinando un incremento dell’indebitamento finanziario netto3 al 31 marzo 2015 di €1,46 miliardi rispetto a fine 2014, a €15,14 miliardi, su cui hanno inciso differenze cambio per €0,46 miliardi.
Il leverage4 - rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è pari a 0,22 al 31 marzo 2015 invariato rispetto al 31 dicembre 2014, nonostante la crescita dell’indebitamento finanziario netto, riflettendo l’incremento del total equity dovuto all’effetto positivo (+€5,29 miliardi) delle differenze di cambio da conversione dei bilanci delle controllate aventi il dollaro come valuta funzionale grazie al sensibile apprezzamento della divisa statunitense rispetto all’euro (+11,4% nelle rilevazioni di chiusura a fine 2014 e al 31 marzo 2015).

Highlight operativi
IV trim. PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI   I trimestre  Var. %
2014 2014 2015
1.648

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno) 1.583 1.697 7,2
868

- Petrolio

(migliaia di barili/giorno) 822 860 4,6
121

- Gas naturale

(milioni di metri cubi/giorno) 118 130 10,2
23,70

Vendite gas mondo

(miliardi di metri cubi) 26,76 25,62 (4,3)
9,32

Vendite di energia elettrica

(terawattora) 8,25 8,47 2,7
2,26

Vendite di prodotti petroliferi rete Europa

(milioni di tonnellate) 2,16 2,04 (5,6)
1,30

Produzione prodotti petrolchimici

(milioni di tonnellate)  1,44 1,43 (0,8)


Exploration & Production

La produzione d’idrocarburi del primo trimestre 2015 è stata di 1,697 milioni di boe/giorno, in aumento del 7,2%. Escludendo l’effetto prezzo nei Production Sharing Agreement e le operazioni di portafoglio, la produzione registra un incremento del 3,7% dovuto al contributo degli avvii del trimestre e delle produzioni in Libia, nonché dell’entrata a regime degli avvii 2014 in Angola, Congo, Egitto e Stati Uniti. Tali incrementi sono stati parzialmente compensati dal declino delle produzioni mature.

Gas & Power
Nel primo trimestre 2015 le vendite di gas naturale sono state di 25,62 miliardi di metri cubi con una flessione di 1,14 miliardi di metri cubi rispetto al primo trimestre 2014 (-4,3%), in un quadro di perdurante pressione competitiva ed eccesso di offerta. Le vendite Italia (10,08 miliardi di metri cubi) sono diminuite del 9,8% a causa dei minori volumi spot e della riduzione dei consumi del segmento termoelettrico, i cui effetti sono stati attenuati dalla buona performance del segmento retail anche per effetto di condizioni climatiche più rigide rispetto al primo trimestre 2014. Le vendite nei mercati europei (12,29 miliardi di metri cubi) si sono mantenute sostanzialmente stabili grazie ai maggiori volumi spot e al buon andamento del segmento retail in Francia, i cui effetti sono stati compensati dal disinvestimento nella joint venture GVS in Germania.

Refining & Marketing e Chimica
Nel primo trimestre 2015 il margine indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin - SERM) ha sestuplicato il suo valore rispetto ai valori particolarmente depressi del primo trimestre 2014 per effetto del calo della quotazione del marker Brent. Tuttavia rimangono i fattori di debolezza strutturale dell’industria di raffinazione europea connessi alla debolezza della domanda, all'eccesso di capacità e alla crescente pressione competitiva dei raffinatori di Russia, Asia e Stati Uniti con strutture di costo più efficienti. Le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia sono state di 1,35 milioni di tonnellate, evidenziando una contrazione del 6,9% a causa principalmente della forte pressione competitiva. La quota di mercato è pari al 24,2% nel primo trimestre 2015, in calo di 1,7 punti percentuali rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (25,9%). Le vendite rete nel resto d’Europa del primo trimestre 2015 sono in lieve calo a causa dei minori volumi commercializzati nei mercati dell’Europa Orientale.
La Chimica ha beneficiato della temporanea indisponibilità sul mercato di alcune commodity con una parziale ripresa dei margini.

Cambio euro/dollaro USA
I risultati del primo trimestre 2015 hanno beneficiato del deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (-17,8%).

Sviluppi di business

In Ghana, con la ratifica da parte delle competenti Autorità, è stata conseguita la decisione finale di investimento per lo sviluppo del progetto integrato a olio e gas OCTP (Eni operatore, 47,22%). Il first oil è previsto nel 2017; il first gas nel 2018. Il picco produttivo di 80 mila boe/giorno è atteso per il 2019.
In Egitto è stato firmato un accordo petrolifero quadro che prevede investimenti di $5 miliardi nei prossimi 4 anni finalizzati alla realizzazione di progetti di sviluppo di riserve di gas e olio e la possibilità di rivedere i termini di alcuni contratti petroliferi con il Paese. L’accordo comprende anche la valutazione di ulteriori forme di recupero dei crediti commerciali scaduti vantati da Eni per forniture di idrocarburi nei confronti delle Compagnie di Stato.
Sono stati inoltre assegnati tre Concession Agreement per operare nel blocco Southwest Melehia nel deserto occidentale egiziano e nei blocchi Karawan e North Leil nell’offshore del Mediterraneo.
In Myanmar, a seguito della partecipazione al Bid Internazionale competitivo, sono stati aggiudicati due Production Sharing Contract (PSC) per l’esplorazione dei due blocchi offshore MD-02 e MD-04.
In Congo sono stati definiti due accordi di collaborazione volti a promuovere lo sviluppo energetico e a contribuire alla crescita locale.
In Norvegia sono state assegnate a seguito di competitive bid due licenze esplorative: (i) l’operatorship della PL 806 con una quota del 40% nel Mare di Barents; e (ii) la PL 044C con una quota del 13,12% nel Mare del Nord.
Nel Regno Unito sono state assegnate quattro licenze esplorative situate nel Mare del Nord centrale ed è stata finalizzata l’acquisizione di tre licenze nel Mare del Nord meridionale.
In Angola è stata ottenuta l’estensione di tre anni del periodo esplorativo relativo al Blocco 15/06 dove è stato avviato a fine 2014 il progetto operato West Hub.
Scoperte "near-field": i) in Egitto nuove scoperte a olio e gas nella concessione Melehia nel deserto occidentale; ii) in Libia ritrovamento a gas e condensati nell’offshore del prospetto esplorativo Bahr Essalam Sud nell’area contrattuale D, in prossimità del giacimento in produzione di Bahr Essalam.
In Indonesia l’attività di valutazione successiva alla scoperta a gas Merakes, nell’offshore profondo del blocco East Sepinngan (Eni operatore, 85%), ha consentito di incrementare in misura significativa le stime dei volumi di gas in place. Eni anticiperà la campagna di appraisal per valutare la possibilità di sviluppo accelerato della scoperta ottimizzando le sinergie con il vicino campo offshore di Jangkrik, anch’esso operato da Eni.
Inoltre, nel trimestre si segnalano i seguenti avvii produttivi:
(i) Nené in Congo nel Blocco Marine XII, a soli 8 mesi dall’ottenimento del permesso di produzione con un livello iniziale di 7.500 boe/giorno facendo leva sulle sinergie con il front-end loading e le infrastrutture dei giacimenti dell’area. Lo sviluppo completo di Nené avverrà in più fasi e prevede l’installazione di piattaforme di produzione e la perforazione di circa 30 pozzi, con un plateau stimato in oltre 120 mila boe/giorno;
(ii) Hadrian South nel Golfo del Messico con una produzione giornaliera stimata in 10 milioni di metri cubi di gas e 2.250 barili di idrocarburi liquidi (circa 16 mila boe/giorno in quota Eni) e del giacimento Lucius con una produzione giornaliera stimata di circa 7.000 boe giorno in quota Eni
(iii) West Franklin in Regno Unito e Eldfisk 2 fase 1 in Norvegia.

Evoluzione prevedibile della gestione
L’outlook 2015 è caratterizzato dal moderato rafforzamento della crescita economica globale trainata dagli Stati Uniti. Rimangono i rischi relativi alla solidità della ripresa nell’area Euro, all’entità del rallentamento di Cina e di altre economie emergenti e alla stabilità finanziaria. Il prezzo del petrolio è previsto in significativo ridimensionamento rispetto al 2014 a causa dell’eccesso di offerta. Nel settore Exploration & Production il management ha definito iniziative di efficienza e ottimizzazione degli investimenti e dei costi operativi mantenendo un solido focus sull’esecuzione e time-to-market dei progetti per attenuare l’effetto negativo della caduta del prezzo. Negli altri settori prevalentemente influenzati dal quadro economico europeo, il management prevede uno scenario sfidante a causa di elementi di criticità strutturale dovuti alla debolezza della domanda di commodity, eccesso di offerta/capacità e pressione competitiva. Il calo del prezzo del petrolio potrà attenuare tali fattori. Il recupero della redditività in questi settori farà leva sulla rinegoziazione dei contratti gas, sulla ristrutturazione/riconversione della capacità produttiva legata al ciclo petrolifero e sulle azioni di riduzione dei costi e di ottimizzazione dei margini.

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

  • produzione di idrocarburi: è prevista in crescita rispetto al 2014, pur a parità di prezzo, grazie all’avvio di nuovi giacimenti e al ramp-up di quelli avviati nel 2014 in particolare in Angola, Congo, Egitto, Venezuela, Stati Uniti e Norvegia e ai maggiori volumi attesi in Libia;
  • vendite di gas: sono previste stabili rispetto al 2014 escludendo l’effetto della cessione degli asset in Germania e a parità di condizioni climatiche. Il management intende puntare sull’innovazione commerciale nel segmento grandi clienti e in quello retail per contrastare la pressione competitiva;
  • lavorazioni in conto proprio: sono previste in aumento per cogliere le opportunità di breve termine dello scenario, nonché per effetto della migliore performance attesa dell’impianto di conversione EST presso Sannazzaro e di minori fermate. Tali aumenti saranno attenuati dalla chiusura della raffineria di Gela per riconversione;
  • vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste stabili in un quadro di domanda debole e forte pressione competitiva facendo leva sulle azioni di marketing volte a sostenere la quota di mercato.


Nel 2015 il management ha previsto iniziative di ottimizzazione e riprogrammazione dei progetti d’investimento con conseguente riduzione dello spending a parità di cambio rispetto al 2014 in risposta al trend ribassista del prezzo del petrolio; tali azioni avranno un impatto nel complesso limitato sui piani di crescita delle produzioni a breve e medio termine. Il management prevede che per effetto della gestione industriale e di portafoglio il leverage a fine esercizio rimarrà entro il limite di 0,30.

Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2015, non sottoposti a revisione contabile, costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza (TUF).
I risultati economici e i flussi di cassa sono forniti con riferimento al primo trimestre 2015 e al primo e al quarto trimestre 2014. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 marzo 2015 e al 31 dicembre 2014. La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella Relazione finanziaria semestrale consolidata e nella Relazione finanziaria annuale consolidata. Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie sono state redatte conformemente ai criteri di rilevazione e valutazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS), emanati dall’International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all’art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002.
I criteri di rilevazione e valutazione adottati per la preparazione della situazione contabile al 31 marzo 2015 sono gli stessi adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2014, ai quali si rinvia.

Nuovo segmental reporting Eni
Dal primo trimestre 2015 i settori di attività Eni oggetto di reporting in base al principio internazionale IFRS 8 sono i seguenti:

  • E&P: comprende le attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio e gas naturale, inclusa la partecipazione a progetti di conversione del gas naturale in GNL;
  • G&P: comprende le attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all’ingrosso e al dettaglio, acquisto e commercializzazione di GNL e acquisto, produzione e vendita di energia elettrica all’ingrosso e al dettaglio. Il settore G&P comprende anche l’attività di acquisto e commercializzazione di greggi e prodotti petroliferi in funzione delle esigenze dell’attività di raffinazione dell’Eni e l’attività di trading di commodity energetiche (petrolio, gas naturale, energia elettrica, certificati di emissione, etc..) per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini industriali e commerciali in un’ottica integrata sia di ottimizzazione. I risultati delle attività di commercializzazione di greggi e prodotti e di risk management delle commodity energetiche sono responsabilità del segment manager G&P, quest’ultima per sfruttare al meglio i benefici del pooling delle esposizioni al rischio commodity presenti nelle business unit del Gruppo. Nei precedenti reporting periods i risultati della commercializzazione greggi e prodotti e del risk management oil erano rappresentati nel settore R&M;
  • R&M e Chimica: comprende le attività di supply, lavorazione, distribuzione e marketing di carburanti e prodotti chimici, riportati distintamente nei precedenti reporting periods. Le attività di Refining & Marketing e della Chimica sono state unificate in un unico reportable segment poiché organizzativamente unificate, evidenziano ritorni economici di lungo termine simili, hanno prodotti comparabili, interconnessione tecnico-impiantistica per via della prossimità degli impianti petrolchimici alle raffinerie e dei flussi di interscambio di beni e servizi, hanno logiche competitive equivalenti e vendono per la parte wholesale a clienti e tramite canali distributivi similari;
  • Ingegneria & Costruzioni: Eni attraverso la controllata Saipem, quotata alla borsa di Milano (quota Eni 43%) è attiva nel settore della progettazione e realizzazione di impianti e infrastrutture per l’industria oil&gas e nella fornitura di servizi di perforazione e altri oilfiled services;   
  • Corporate e altre attività: comprende le principali funzioni di supporto al business, in particolare le attività di holding, tesoreria accentrata, IT, risorse umane, servizi immobiliari, attività assicurative captive e l’attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Syndial (quest’ultima riportata separatamente nei precedenti reporting periods).


Le principali informazioni finanziarie per settore di attività oggetto di reporting al Consiglio di Amministrazione Eni sono: i ricavi, l’utile operativo, nonché le attività e passività direttamente attribuibili in occasione dei reporting periods statutory (bilancio e semestrale). Inoltre il management valuta l’utile operativo adjusted e l’utile netto adjusted dei settori di attività. I risultati adjusted sono Non-GAAP measure di cui si fornisce informativa nelle note di commento a questo comunicato stampa.
I periodi di confronto presentati in questo comunicato stampa sono stati oggetto di restatement in coerenza con il nuovo segmental reporting adottato da Eni.
Di seguito si riportano le principali misure di risultato per segmento di attività relative all’esercizio 2014 e ai reporting period infrannuali 2014 oggetto di restatement in coerenza con il nuovo segmental reporting adottato da Eni.

PUBBLICATO
(€ milioni) E&P  G&P  R&M  Versalis  Ingegneria & Costruzioni Corporate e società finanziarie  Altre attività  Elisioni  Totale Gruppo 

I trim. 2014

                 

Ricavi della gestione caratteristica

7.434 9.224 13.347 1.402 2.891 329 15 (5.439) 29.203

Utile operativo

3.430 613 (361) (128) 127 (80) (52) 97 3.646

Utile operativo adjusted 

3.450 241 (223) (89) 128 (81) (45) 110 3.491

II trim. 2014

                 

Ricavi della gestione caratteristica

7.368 5.558 15.339 1.402 3.075 342 19 (5.750) 27.353

Utile operativo

2.791 40 (262) (158) 164 (63) (93) (164) 2.255

Utile operativo adjusted 

2.981 70 (219) (93) 165 (58) (43) (75) 2.728

III trim. 2014

                 

Ricavi della gestione caratteristica

7.285 5.533 14.539 1.285 3.509 308 17 (5.876) 26.600

Utile operativo

3.072 (352) (219) (120) 150 (69) (27) 144 2.579

Utile operativo adjusted 

3.088 (109) 39 (98) 155 (65) (42) 64 3.032

IV trim. 2014

                 

Ricavi della gestione caratteristica

6.401 7.935 12.928 1.195 3.398 399 27 (5.592) 26.691

Utile operativo

1.473 (115) (1.387) (298) (423) (34) (100) 321 (563)

Utile operativo adjusted 

2.032 108 195 (66) 31 (61) (48) 132 2.323

Esercizio 2014

                 

Ricavi della gestione caratteristica

28.488 28.250 56.153 5.284 12.873 1.378 78 (22.657) 109.847

Utile operativo

10.766 186 (2.229) (704) 18 (246) (272) 398 7.917

Utile operativo adjusted 

11.551 310 (208) (346) 479 (265) (178) 231 11.574

Attività direttamente attribuibili 

68.113 16.603 12.993 3.059 14.210 1.042 258 (486) 115.792

 

RIESPOSTO
(€ milioni) E&P  G&P  R&M e Chimica Ingegneria & Costruzioni Corporate e altre attività Elisioni  Totale Gruppo 

I trim. 2014

             

Ricavi della gestione caratteristica

7.434 19.973 7.016 2.891 338 (8.449) 29.203

Utile operativo

3.430 611 (487) 127 (132) 97 3.646

Utile operativo adjusted 

3.450 242 (313) 128 (126) 110 3.491

II trim. 2014

             

Ricavi della gestione caratteristica

7.368 17.968 7.439 3.075 353 (8.850) 27.353

Utile operativo

2.791 (19) (361) 164 (156) (164) 2.255

Utile operativo adjusted 

2.981 14 (256) 165 (101) (75) 2.728

III trim. 2014

             

Ricavi della gestione caratteristica

7.285 17.311 7.859 3.509 318 (9.682) 26.600

Utile operativo

3.072 (414) (277) 150 (96) 144 2.579

Utile operativo adjusted 

3.088 (180) 12 155 (107) 64 3.032

IV trim. 2014

             

Ricavi della gestione caratteristica

6.401 18.182 6.680 3.398 420 (8.390) 26.691

Utile operativo

1.473 (114) (1.686) (423) (134) 321 (563)

Utile operativo adjusted 

2.032 92 145 31 (109) 132 2.323

Esercizio 2014

             

Ricavi della gestione caratteristica

28.488 73.434 28.994 12.873 1.429 (35.371) 109.847

Utile operativo

10.766 64 (2.811) 18 (518) 398 7.917

Utile operativo adjusted 

11.551 168 (412) 479 (443) 231 11.574

Attività direttamente attribuibili 

68.113 19.342 13.313 14.210 1.300 (486) 115.792


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.

3) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 30.
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. 30.

 

Disclaimer
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali ("forward-looking statements"), in particolare nella sezione "Evoluzione prevedibile della gestione", relative a: piani di investimento, dividendi, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l’avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell’esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l’evoluzione futura della domanda, dell’offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l’instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l’impatto delle regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, del settore dell’energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell’applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l’azione della concorrenza.
In relazione alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all’andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l’utile operativo e la variazione dell’indebitamento finanziario netto del trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.

 

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Eni: risultati del primo trimestre 2015

PDF 232.64 KB 29 aprile 2015 CEST 07:50
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