Eni: risultati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2015

• Robusta generazione di cassa: cash flow operativo^1-2 a €4,01 miliardi nel trimestre (€12,19 miliardi nel 2015), -12% rispetto al 4Q 2014 (-15% nell’anno) nonostante la caduta del prezzo Brent -43% a 44$/bl (-47% a 53$/bl nell’anno)
• Miglioramento dell’obiettivo di autofinanziamento dei capex conseguito nel 2015 in presenza di uno scenario Brent di circa 50 $/bl rispetto ai 63 $/bl originariamente programmati nel periodo 2015-16
• Finalizzata l’operazione Saipem con la cessione del 12,5% a FSI, la sottoscrizione pro-quota dell’aumento di capitale e l’incasso del finanziamento intercompany
• Risultati del programma di efficienza/rephasing dei costi oltre le aspettative: Capex: - 17% (vs -14% target iniziale); Opex per boe: -13% (vs -7% target iniziale); G&A: -€0,6 miliardi (vs -€0,5 miliardi target iniziale)
• Crescita produttiva: +14% nel trimestre con un plateau di 1,88 milioni di barili giorno il più elevato degli ultimi 5 anni; +10% nell’anno (vs 5% target iniziale) a 1,76 milioni
• Esplorazione: 1,4 miliardi di boe di nuove risorse aggiunte  nell’anno  (vs  0,5  target iniziale) al costo unitario di 0,7 $/bl, grazie anche alla scoperta del supergiant di Zohr nell’offshore dell’Egitto
• Tasso di rimpiazzo organico delle riserve: 148% (135% media dal 2010)
• R&M: EBIT³ adjusted e FCF⁴ 2015 positivi, risultati conseguiti in anticipo rispetto al piano strategico
• G&P: EBIT adjusted 2015 prossimo al breakeven, in linea con le previsioni
• Confermato il dividendo di €0,8⁵ per azione per il 2015

Risultati

• Continuing operations:
  • risultato operativo adjusted su base standalone: €0,86 miliardi nel trimestre (-64%);
    €4,1 miliardi nel 2015 (-64%)
  • risultato netto adjusted su base standalone: -€0,20 miliardi nel trimestre, +€0,34 miliardi nel 2015 (-91%)
  • risultato netto: -€6,89 miliardi nel trimestre; -€7,79 miliardi nel 2015 per effetto di svalutazioni indotte dallo scenario petrolifero adottato da Eni
• Risultato netto complessivo: -€8,46 miliardi nel trimestre; -€8,82 miliardi nel 2015
• Indebitamento finanziario netto a €16,86 miliardi a fine dicembre; leverage a 0,31. Effetti pro-forma dell’operazione Saipem al 31 dicembre 2015: debito netto -€4,8 miliardi; leverage a 0,22

Claudio Descalzi, Amministratore Delegato, ha commentato:
“Eni nel 2015 ha conseguito risultati fondamentali nel processo di trasformazione che vedrà il gruppo sempre più focalizzato sul core business oil&gas e sempre meglio organizzato per competere in un mercato a bassi prezzi dell’energia riflesso nello scenario Eni che si allinea ad un consensus di mercato conservativo. Il complesso processo di deconsolidamento di Saipem si è ora concluso, a soli quattro mesi dal suo avvio, e ha portato nelle casse di Eni entrate nette per €4,8 miliardi, mentre i piani di efficientamento e di razionalizzazione delle spese hanno fatto registrare risultati migliori delle attese, tanto da consentire l’autofinanziamento dei capex 2015 in uno scenario di circa 50 $/bl, 13 $/bl in meno rispetto alle aspettative di un anno fa. Queste azioni di efficienza non hanno compromesso, né nel breve, né nel medio termine, la crescita di Eni, che anzi è stata eccezionale e distintiva nel mercato. Nel settore E&P la produzione è cresciuta del 10% e sia le riserve esplorative che le riserve certe hanno fatto registrare crescite elevate, a dimostrazione della qualità del nostro portafoglio di asset. Nei business G&P e R&M sono proseguite le azioni di consolidamento, in G&P con risultati in linea rispetto alle attese, in R&M con risultati addirittura migliori rispetto ai piani. Nel 2016, come lo scorso anno, stiamo proseguendo velocemente nel processo di trasformazione di Eni, con l’obiettivo di rendere il gruppo ancora più forte e in grado di operare sempre meglio in questo difficile contesto mantenendo solide aspettative di crescita. Sulla base di questi risultati proporrò al CdA del 17 marzo la distribuzione di un saldo dividendo di €0,4 per azione.”

(a) Di competenza degli azionisti Eni.
(b) Misure di risultato Non-GAAP. Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, e del flusso di cassa, che escludono l’utile/perdita di magazzino, gli special item e l'effetto delle transazioni intercompany con le discontinued operations, vedi pag 25 e seguenti.
(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.

Continuing e Discontinued operations
I risultati economici, i dati patrimoniali e finanziari dell’esercizio e del quarto trimestre sono rappresentati, oltreché complessivamente, distinguendo le continuing operations dalle discontinued operations rilevando queste ultime secondo i criteri di cui all’IFRS 5.

Nelle discontinued operations sono rappresentati:

• Il settore Ingegneria & Costruzioni gestito dalla Saipem SpA. Il 22 gennaio 2016 è avvenuto il closing degli accordi raggiunti il 27 ottobre 2015 che prevedono la cessione di una quota del 12,5% più un’azione della Saipem SpA al Fondo Strategico Italiano SpA e la contestuale entrata in vigore del patto parasociale con Eni che determina la classificazione di Saipem quale controllata congiunta. Conseguentemente con effetto per l’intero esercizio le attività, le passività, i costi, i ricavi ed i flussi finanziari di Saipem sono stati riclassificati fra le discontinued operations. Inoltre come previsto dall’IFRS 5 il net asset di Saipem in vista Eni è stato valutato al minore tra il valore di libro e il fair value rappresentato dalla quotazione di borsa al 31 dicembre.
• Il settore chimico operato dalla società interamente controllata Versalis SpA relativamente alla quale al 31 dicembre 2015 è in corso la definizione di un accordo con un partner industriale che, acquisendone una quota di controllo affianca Eni nella realizzazione del piano industriale necessario per lo sviluppo del settore. Conseguentemente anche per Versalis, come per Saipem le attività, le passività, i costi ed i ricavi ed i flussi finanziari sono stati rappresentati fra le discontinued operations. Inoltre come previsto dall’IFRS5 il valore del net asset in vista Eni del business chimico è stato valutato al minore tra il valore di libro e il fair value coerente con la transazione in corso di definizione.

Conseguentemente in questo preconsuntivo l’illustrazione dei risultati riguarda prevalentemente quelli delle continuing operations. A questo proposito tuttavia va tenuto presente che la rilevazione separata delle discontinued operations secondo i criteri di cui all’IFRS 5 si riferisce solo ai rapporti verso terzi lasciando in essere l’elisione dei rapporti infragruppo. In tal modo si determina una distorsione nella separazione dei valori tra continuing e discontinued operations che a livello economico determina una ingiustificata penalizzazione dell’una o dell’altra tanto più rilevante quanto maggiori sono i rapporti economici infragruppo dei settori discontinuati.

In particolare la rilevazione di I&C secondo i criteri di cui all’IFRS 5 avvantaggia le continuing operations che in tal modo beneficiano dell’elisione dei costi netti nei confronti di Saipem soprattutto per le commesse intercompany di manutenzione e realizzazione di beni d’investimento (impianti e altre infrastrutture), al contrario la rilevazione della chimica secondo gli stessi criteri penalizza le continuing operations per effetto dell’elisione dei ricavi netti soprattutto per le forniture dei feedstock petroliferi e altre utilities di stabilimento da parte delle società del Gruppo, in particolare del settore Refining & Marketing.

Al fine di rimuovere tali distorsioni sono state elaborate misure di performance non previste dagli IFRS che escludono del tutto e non limitatamente a quello relativo ai rapporti con terzi il contributo di Saipem e Versalis alle continuing operations, pertanto tali misure assumono il totale deconsolidamento dei predetti settori e sono denominate: utile operativo adjusted standalone, utile netto adjusted standalone, flusso di cassa operativa standalone.

Risultati adjusted standalone
Nel quarto trimestre 2015 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted delle continuing operations di €0,86 miliardi, in calo del 64% rispetto al quarto trimestre 2014 a causa della flessione della E&P (-€1,17 miliardi, pari al 58%) determinata dal crollo del prezzo del petrolio (-43%), il cui impatto è stato attenuato dalla crescita delle produzioni, dalla riduzione dei costi e dal deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (-12,3%). I settori G&P e R&M hanno registrato performance positive, pur se in riduzione rispetto al quarto trimestre 2014 (in totale -€0,2 miliardi) a causa di effetti scenario e, nel caso di G&P, anche per l’esito sfavorevole di un contenzioso commerciale.

Complessivamente lo scenario prezzi/cambi degli idrocarburi ha penalizzato la performance operativa del trimestre per €1,9 miliardi, parzialmente compensato dalla crescita produttiva e recuperi di efficienza per €0,7 miliardi, mentre i minori benefici una tantum delle rinegoziazioni dei contratti di gas hanno pesato per -€0,3 miliardi.

Nel 2015 l’utile operativo adjusted delle continuing operations è stato di €4,1 miliardi con una diminuzione del 64% (pari a €7,34 miliardi) attribuibile principalmente all’upstream (-€7,44 miliardi, -64%), determinata dall’effetto scenario/cambio per €8,8 miliardi parzialmente compensato dalla crescita produttiva e recuperi di efficienza per €2,2 miliardi, mentre i minori benefici una tantum delle rinegoziazioni dei contratti gas hanno pesato per -€0,7 miliardi.

Nel quarto trimestre 2015 Eni ha registrato la perdita netta adjusted delle continuing operations di €0,20 miliardi, con un peggioramento di €0,73 miliardi rispetto all’utile netto adjusted del quarto trimestre 2014 (€0,53 miliardi). I driver sono stati il calo dell’utile operativo e il maggior tax rate per effetto dell’incremento registrato in E&P a causa: i) della concentrazione dei risultati ante imposte positivi nei contratti di PSA che, più resilienti in scenari decrescenti, sono però caratterizzati da tax rate mediamente più elevati e ii) della maggiore incidenza dei costi non fiscalizzabili sui risultati ante imposte ridotti per l'effetto scenario.

Nel 2015 l’utile netto adjusted delle continuing operations di €0,34 miliardi evidenzia un peggioramento di €3,52 miliardi rispetto al 2014 (-91%) per gli stessi driver evidenziati nel commento ai risultati del trimestre con il tax rate in aumento di circa 28 punti percentuali al 93%. Rettificando l’effetto della maggiore incidenza dei costi non fiscalizzati nella E&P, prospetticamente inferiore per effetto dei minori ammortamenti conseguenti alle svalutazioni di asset determinate dallo scenario e rideterminando l’utile operativo adjusted sulla base del succesfull effort method, al netto dei costi relativi ai progetti cancellati, il tax rate adjusted consolidato si ridetermina nel 2015 e nel 2014 rispettivamente nel 79% e nel 63%.
Cash flow operativo standalone

Nel 2015 il flusso di cassa netto da attività operativa delle continuing operations su base standalone è stato di €12,19 miliardi al quale ha contribuito il positivo andamento del capitale circolante che include effetti non ricorrenti per circa €2,2 miliardi. Gli incassi da dismissioni sono stati €2,26 miliardi e hanno riguardato la quasi totalità della partecipazione finanziaria in Snam per effetto dell’esercizio del diritto di conversione da parte degli obbligazionisti (€0,91 miliardi), la partecipazione Galp (€0,66 miliardi) e la cessione di asset non strategici principalmente nel settore Exploration & Production. Tali flussi hanno coperto la gran parte dei fabbisogni relativi al pagamento dei dividendi Eni (€3,46 miliardi, di cui €1,44 miliardi relativi all’acconto dividendo 2015) e agli investimenti tecnici (€10,78 miliardi) ed alle altre variazioni dell’attività di investimento (€1,35 miliardi). L’indebitamento finanziario netto⁶ al 31 dicembre 2015 è pari a €16,86 miliardi con un aumento di €3,18 miliardi rispetto al 2014 per effetto dei dividendi distribuiti, dell’assorbimento di cassa delle discontinued operations e delle differenze di cambio e dalla riclassifica della cassa verso terzi di Saipem nelle discontinuing operations.

Rispetto alla situazione al 30 settembre 2015, l’indebitamento finanziario netto è diminuito di €1,55 miliardi per effetto del flusso di cassa netto da attività operativa delle continuing operations (€4,01 miliardi), delle discontinued operations per €0,50 miliardi e dei proventi da cessione delle partecipazioni Snam e Galp. Questi flussi sono stati parzialmente compensati dagli investimenti di periodo e dalle differenze cambio e dalla riclassifica della cassa verso terzi di Saipem nelle discontinuing operations.
Il leverage⁷ – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è aumentato a 0,31 al 31 dicembre 2015 rispetto a 0,22 al 31 dicembre 2014, a causa dell’aumento dell’indebitamento finanziario netto e della flessione del total equity determinata dal risultato d’esercizio, dalla distribuzione del dividendo i cui effetti sono stati parzialmente compensati dalla variazione positiva delle differenze di cambio da conversione dei bilanci delle controllate aventi il dollaro come valuta funzionale (cambio dollaro/euro +10,3% nelle rilevazioni di chiusura a fine 2014 e al 31 dicembre 2015). Gli effetti dell’operazione Saipem attribuiti pro-forma al 31 dicembre 2015 determinano una riduzione del leverage di 9 punti a 0,22.

Dividendo 2015
Il Consiglio di Amministrazione intende proporre all’Assemblea degli azionisti la distribuzione di un dividendo di €0,80 per azione⁸ (€1,12 nel 2014) di cui €0,40 distribuiti nel settembre 2015 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di €0,40 per azione sarà messo in pagamento a partire dal 25 maggio 2016 con stacco cedola il 23 maggio 2016.

Sviluppi di business
In Egitto finalizzato un accordo petrolifero di valenza strategica che prevede investimenti di $5 miliardi (al 100%) nei prossimi anni per lo sviluppo del potenziale minerario locale. Finalizzata la revisione di alcuni parametri e termini dei contratti petroliferi esistenti, con effetti economici retroattivi all’1 gennaio 2015. L’esecuzione dell’accordo ha consentito di accelerare il recupero dei crediti commerciali scaduti vantati da Eni per forniture di idrocarburi alle Compagnie di Stato.

Nel febbraio 2016 le autorità egiziane hanno sanzionato lo sviluppo di Zohr, con avvio atteso entro la fine del 2017.

Nel febbraio 2016 le autorità del Mozambico hanno sanzionato la prima fase dello sviluppo di Coral per la messa in produzione di 140 miliardi di metri cubi di gas.

Finalizzato l’accordo preliminare con KazMunayGas per l’acquisizione del 50% dei diritti di ricerca e produzione del blocco di Isatay nel Mar Caspio.

Firmati con la società di Stato indonesiana PT Pertamina i contratti di compravendita del GNL che sarà prodotto dal campo Jangkrik (operato da Eni con il 55%) per un volume complessivo di 1,4 milioni di tonnellate/anno a partire dal 2017. Tali accordi consentono di finalizzare lo sviluppo del giacimento.

In Ghana conseguita la decisione finale di investimento per lo sviluppo del progetto integrato a olio e gas OCTP (Eni operatore, 47,22%) con first oil previsto nel 2017.

In Angola 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.

Ingresso nel settore petrolifero del Messico grazie alla firma di un Production Sharing Contract in qualità di operatore al 100% del Blocco 1 dove sono localizzate le scoperte a olio Amoca, Miztón e Tecoalli in acque poco profonde con un potenziale di 800 milioni di barili di olio e 14 miliardi di metri cubi di gas in posto. Il piano di delineazione dei giacimenti, che sarà sottoposto alle autorità nel primo trimestre 2016 prevede la perforazione di 4 pozzi al fine di definire un piano di sviluppo sinergico e fast track.

In Mozambico, per effetto della finalizzazione dello “Unitization and Unit Operating Agreement” (UUOA) e in pieno accordo con tutti i Concessionari dei progetti, è stata avviata l’unitizzazione per lo sviluppo dei giacimenti di gas naturale a cavallo “straddling reservoirs” tra le Aree 4 (operata da Eni East Africa) e 1 (operata da Anadarko) del bacino offshore Rovuma. In base all’UUOA, lo sviluppo degli straddling reservoirs sarà eseguito inizialmente in maniera separata ma coordinata dalle due aree fino a quando non saranno prodotti 680 miliardi di metri cubi di riserve di gas naturale (340 miliardi di metri cubi per ognuna delle aree). Gli sviluppi successivi saranno condotti congiuntamente dai Concessionari dell’Area 4 e dell’Area 1. La FID del progetto Mamba nell’area operata da Eni è prevista nel 2017.

Rinnovato il portafoglio di titoli esplorativi con l’acquisizione di circa 20 mila chilometri quadrati netti di nuovo acreage in particolare in Egitto (Southwest Melehia nel deserto occidentale, Karawan e North Leil), Myanmar (2 blocchi offshore), Norvegia (3 licenze), Regno Unito (7 licenze offshore) e Messico (Area 1).

Nel 2015 sono sono state accertate 1,4 miliardi di boe di nuove risorse aggiunte verso un target di 0,5 miliardi di boe al costo unitario di 0,7 $/boe. In particolare oltre alla scoperta supergiant di Zohr, i principali successi sono stati realizzati in: i) Congo, nel prospetto esplorativo Nkala Marine nel permesso Marine XII; ii) Egitto, scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Nooros della Concessione West Abu Madi allacciata alla produzione in soli 2 mesi e la scoperta di Melehia West Deep nel deserto occidentale egiziano; iii) in Libia, nell’area contrattuale D con scoperte a gas e condensati; iv) in Indonesia, con la rivalutazione della scoperta a gas di Merakes.

Conseguiti i 10 start up rilevanti programmati per il 2015, i principali sono stati:

• il giacimento giant a gas Perla nell’offshore venezuelano con un potenziale di 480 miliardi di metri cubi di gas in posto (3,1 miliardi di barili di olio equivalente). Il conseguimento del plateau target di circa 34 milioni di metri cubi/giorno è previsto nel 2020. La produzione è venduta alla società di Stato PDVSA in base a un contratto con durata fino al 2036;
• nell’ambito del progetto modulare West Hub Development del blocco 15/06 nell’offshore dell’Angola, il giacimento Cinguvu. Inoltre a inizio 2016 è stato avviato il campo di Mpungi portando il plateau del progetto a 100 mila barili/giorno;
• Nené Marine in Congo in early production a soli 8 mesi dall’ottenimento delle autorizzazioni e a sedici mesi dalla scoperta;
• Kizomba nell’offshore angolano, Lucius e Hadrian nell’offshore Usa del Golfo del Messico, Nooros in Egitto e West Franklin fase 2 nel Regno Unito.

Altri sviluppi
Completato lo smobilizzo della partecipazione residua in Galp pari al 4% del capitale sociale per l’ammontare di €325 milioni al prezzo di €9,81 per azione. L’operazione è stata eseguita tramite una procedura di accelerate book-building rivolta ad investitori istituzionali qualificati.

Rimborso del bond convertibile in azioni ordinarie di Snam attraverso la consegna agli obbligazionisti di circa 288 milioni di azioni pari a circa l’8,22% del capitale sociale. Residua una partecipazione dello 0,03% nel capitale sociale Snam.

Confermata per il nono anno consecutivo l’inclusione dell’Eni nel Dow Jones Sustainability World Index, l’indice di sostenibilità che include i titoli delle società che si distinguono per l’eccellenza dei risultati conseguiti nella sostenibilità in ciascun settore.

Confermata per il nono anno consecutivo l’inclusione del titolo Eni nell’indice FTSE4Good, uno tra i più prestigiosi indici borsistici mondiali di valutazione della responsabilità sociale delle imprese a conferma dell’eccellenza Eni in ambito di sostenibilità ambientale, rispetto dei diritti umani, corporate governance e trasparenza, relazioni con gli stakeholder.

Evoluzione prevedibile della gestione

Il quadro macroeconomico globale per il 2016 evidenzia rischi e incertezze a causa del rallentamento dell’attività produttiva in Cina, nell’Eurozona e nei paesi esportatori di commodity. Il prezzo del petrolio dopo aver toccato i valori minimi degli ultimi tredici anni sotto i 30 $/barile è previsto proseguire in un trend debole a causa degli squilibri strutturali del mercato gravato dalla sovrapproduzione e dalle incertezze sulle prospettive di crescita a medio lungo termine della domanda energetica. Sulla base di questo quadro macroeconomico la direzione aziendale ha rivisto al ribasso per tutti gli anni di piano il riferimento Brent utilizzato per la redazione del piano strategico 2016-2019: in particolare il riferimento brent di lungo temine è stato ridotto a $65 rispetto ai $90 utilizzati per la redazione del piano precedente. Al fine di contrastare la penalizzazione del risultato operativo e del flusso di cassa atteso della E&P, il management ha pianificato misure incisive di ottimizzazione degli investimenti e contenimento dei costi operativi facendo leva sulla pressione deflazionistica indotta dal calo del prezzo della commodity. Nel settore Gas & Power il quadro competitivo si conferma sfidante a causa della debolezza della domanda energetica europea e dell’eccesso d’offerta. Il management intende proseguire la strategia di rinegoziazione dei contratti long-term per allineare le condizioni di fornitura all’evoluzione del mercato nonché massimizzare la redditività nei segmenti high-value (GNL, gas retail e trading). Nel settore Refining & Marketing lo scenario del margine di raffinazione è previsto in flessione rispetto al 2015, pur attestandosi su un livello remunerativo. In tale contesto le azioni di business si focalizzeranno sulla ottimizzazione dei processi e dei costi di raffineria e sull’incremento della redditività delle attività di marketing.

Di seguito le previsioni del management per il 2016 su produzioni e vendite:

- produzione di idrocarburi: la produzione d’idrocarburi è prevista stabile sul livello medio 2015 per effetto degli avvii di nuovi giacimenti, in particolare in Norvegia, Egitto, Angola, Kazakhstan e Stati Uniti, e dei ramp-up degli avvii 2015 che assorbiranno i declini delle produzioni mature;

- vendite di gas: in un contesto di crescita debole della domanda e di forte pressione competitiva, le vendite di gas sono previste in leggera flessione in linea con la prevista riduzione degli impegni contrattuali in acquisto. Il management intende mantenere le quote di mercato nei segmenti “large” e “retail” incrementando il valore della base clienti facendo leva sullo sviluppo di offerte commerciali innovative, sui servizi integrati e sull’ottimizzazione dei processi commerciali e operativi;

- lavorazioni in conto proprio: le lavorazioni sono previste in linea con il 2015 escludendo l’effetto della cessione della quota di capacità nella raffineria CRC in Repubblica Ceca completata il 30 aprile 2015;

- vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: in un contesto di debole crescita della domanda e forte pressione competitiva, Eni intende mantenere i volumi e la quota di mercato Italia incrementando il valore della base clienti facendo leva sulla differenziazione dell’offerta, l’innovazione di prodotti e dei servizi e l’efficienza nella logistica e nell’attività commerciale.

Nel 2016 il management ha pianificato iniziative di riconfigurazione e riprogrammazione dei progetti d’investimento, selezione dei temi esplorativi e rinegoziazione dei contratti per la fornitura di beni d’investimento con conseguente riduzione attesa dello spending (-20%) a parità di cambio vs. 2015 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 allo scenario di 50 $/barile gli investimenti tecnici saranno finanziati al 100% con il flusso di cassa operativo. I costi operativi per boe sono previsti in riduzione dell’11% rispetto al 2015.

Leverage al di sotto del limite dello 0,30 grazie al closing dell’operazione Saipem e agli effetti dell’ottimizzazione della gestione industriale e della gestione di portafoglio che consentiranno di attenuare l’impatto negativo atteso dello scenario.

Le strategie e gli obiettivi del piano quadriennale 2016-2019 e le proiezioni economiche e finanziarie saranno l’oggetto della strategy presentation programmata per il 18 marzo p.v.

Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al quarto e al terzo trimestre 2015 e al quarto trimestre 2014 e agli esercizi 2015 e 2014. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 dicembre e al 30 settembre 2015 e al 31 dicembre 2014. Ad eccezione delle misure di risultato adjusted su base standalone, 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, laddove non diversamente indicato, 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 dei risultati preliminari 2015 sono gli stessi adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2014 e della Relazione finanziaria semestrale 2015, ai quali si rinvia.

Nel presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati preliminari dell’esercizio e del quarto trimestre 2015, i due segmenti operativi “I&C” e “Chimica” sono stati rappresentati come operazioni in fase di dismissione “discontinued operations” in base alle disposizioni del principio contabile IFRS 5, poiché alla reporting date esiste il fermo impegno del management a recuperare il valore dei due disposal group attraverso una vendita ed è altamente probabile che una transazione venga consumata in un breve arco temporale.
I risultati dei periodi di confronto sono stati oggetto di riesposizione per confrontarli a tali cambiamenti.

Per quanto riguarda Saipem, la dismissione è stata perfezionata il 22 gennaio 2016 con il closing del contratto di vendita del 12,5% del capitale sociale in mano Eni al Fondo Strategico Italiano e la contestuale entrata in vigore del patto parasociale tra Eni e FSI che ha ridisegnato la corporate governance di Saipem realizzando il controllo congiunto dei due paciscienti in forza del quale Eni procederà a deconsolidare la ex-controllata dal proprio bilancio con efficacia 1 gennaio 2016.
Per quanto riguarda il settore chimico, Eni ha ricevuto una manifestazione d’interesse da parte di un potenziale buyer di estrazione industriale per rilevare una quota di maggioranza della Versalis, società capofila del business chimico Eni, e sono in corso le trattative per arrivare a un accordo per la realizzazione di un piano industriale condiviso.

La rappresentazione come “discontinued operations” di entrambi i business è motivata dalla dismissione da parte di Eni di due settori operativi (“major line of business”). In base a tale accounting, i risultati dell’attività in corso di dismissione sono rappresentati separatamente dalle continuing operations e limitatamente ai soli rapporti con terze parti, continuando a essere operate le elisioni delle transazioni intercompany poiché ai fini dell’informativa statutory 2015 Saipem e Versalis e le rispettive controllate rimangono a tutti gli effetti entità controllate di Eni e pertanto incluse nell’area di consolidamento. Tale modalità di rappresentazione delle attività in fase di dismissione comporta che, in presenza di importanti transazioni tra le discop e le continuing operations, i risultati delle continuing operations non rappresentano la relativa performance come se queste fossero entità stand alone per via dell’elisione degli utili sulle transazioni intercompany. Nel caso di Saipem sono oggetto di elisione i costi da questa addebitati alle società del Gruppo Eni per le commesse intercompany di manutenzione e realizzazione di beni d’investimento (impianti e altre infrastrutture). Viceversa nel caso di Versalis sono oggetto di elisione i ricavi relativi alla fornitura dei feedstock petroliferi e altre utilities di stabilimento da parte delle società del Gruppo, in particolare del settore Refining & Marketing, al settore chimico Eni.

Per quanto riguarda la Saipem, si è proceduto al blocco degli ammortamenti dei fixed asset dalla data di classificazione (1 novembre 2015, nel caso di Versalis la classificazione è riferita al period end); inoltre i valori di libro del goodwill e degli attivi non correnti dei due disposal group sono stati rettificati per allineare i net asset al fair value alla reporting date, rappresentato rispettivamente dal prezzo di borsa per la Saipem e dal fair value coerente con la transazione in corso di definizione per Versalis.

Nuovo segmental reporting Eni
Dal 1° gennaio 2015 la segment information Eni è stata modificata per allineare i reportable segment di Eni ad alcuni cambiamenti nell’assetto organizzativo e di responsabilità definiti dal management.

Le principali variazioni hanno riguardato:

• i risultati delle attività di trading di greggio e prodotti petroliferi e le associate attività di risk management che sono stati trasferiti al settore G&P, coerentemente con la struttura organizzativa definita (nei precedenti reporting period tali attività erano riportate nel segmento R&M);
• i risultati dei due segmenti operativi Versalis e R&M, che sono stati combinati in un unico reportable segment poiché organizzativamente unificati e in considerazione delle previsioni di ritorni economici simili;
• i segmenti “Corporate e società finanziarie” e “Altre attività” sono stati accorpati poiché residuali.

I risultati dei periodi di confronto sono stati oggetto di riesposizione per conformarli a tali cambiamenti (v. tavole presentate) e per tener conto delle discontinued operations. In particolare, per effetto del piano di dismissione, i risultati di Versalis sono stati riclassificati dal settore Refining & Marketing e Chimica e rilevati nelle discontinued operations unitamente al settore I&C.

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.

Altre informazioni
Art. 36 del Regolamento Mercati Consob (adottato con Delibera Consob n. 16191/2007 e successive modifiche): condizioni per la quotazione in borsa di società controllanti società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all’Unione Europea.
Alla data del 31 dicembre 2015 le prescrizioni regolamentari dell’art. 36 del Regolamento Mercati si applicano alle società controllate: Burren Energy (Bermuda) Ltd, Eni Congo SA, Eni Norge AS, Eni Petroleum Co Inc, NAOC - Nigerian Agip Oil Co Ltd, Nigerian Agip Exploration Ltd, Burren Energy (Congo) Ltd, Eni Finance USA Inc, Eni Trading & Shipping Inc ed Eni Canada Holding Ltd. Sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la completa compliance alla predetta normativa.

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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.

Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di portafoglio) e la produzione dell’anno. Un valore del tasso di rimpiazzo delle riserve superiore al 100% indica che nell’anno le promozioni a riserve certe sono state superiori ai volumi di riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve è utilizzato dal management per valutare la capacità dell’impresa di sostenere gli attuali livelli produttivi attraverso il rimpiazzo della produzione dell’anno con nuove riserve certe. Il tasso di rimpiazzo delle riserve non può essere considerato un indicatore delle performance produttive future perché l’evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosità e incertezza in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: il successo nello sviluppo di nuovi giacimenti, il completamento delle infrastrutture, l’impatto delle regolamentazioni dell’industria degli idrocarburi, rischi geopolitici, rischi geologici, rischi ambientali, l’evoluzione dei prezzi del petrolio e del gas naturale.

¹Nel presente comunicato stampa i risultati adjusted delle continuing operations escludono oltre alle consuete voci “profit/loss on stock” e special item anche l’effetto dell’elisione degli utili sulle transazioni intercompany verso i settori in fase di dismissione I&C e Chimica, questi ultimi rappresentati in base alle disposizioni dello IFRS 5 come “discontinued operations”. Una misura di performance analoga è stata definita per il flusso di cassa netto da attività operativa. Per maggiori informazioni v. nota metodologica a pag 7.
²Flusso di cassa netto da attività operativa delle continuing operations su base standalone.
³Utile operativo.
4Free cash flow: flusso di cassa netto da attività operativa più gli incassi da dismissioni, dedotti gli investimenti.
⁵Di cui €0,4 distribuiti a settembre 2015.
⁶Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 32.
⁷In 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. 32.
⁸Al dividendo non compete alcun credito d’imposta e, a seconda dei percettori, è soggetto alla fonte a titolo di imposta o concorre in misura parziale alla formazione del reddito imponibile.

Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2015 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni all’indirizzo eni.com.

Il testo completo del Comunicato Stampa è disponibile nella versione pdf.