Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni: risultati del secondo trimestre e del primo semestre 2016

29 luglio 2016 - 7:43 AM CEST
 
Highlights e previsioni
  • Produzione: 1,734 milioni di barili giorno nel semestre +0,5% (-2,2% nel trimestre), che si ridetermina in +2,4% (+1,5% nel trimestre) escludendo l’impatto del fermo in Val d’Agri
  • Confermata la guidance di un livello produttivo stabile rispetto al 2015, nonostante l’impatto del fermo in Val d’Agri
  • Conseguiti 5 avvii rilevanti di produzione, tra cui Goliat nel Mare di Barents, dei 6 previsti a budget. Confermato un contributo da avvii/ramp-up di circa 290 mila boe/g per il 2016, inclusa la produzione derivante da Nooros, in Egitto, avviata in tempi record
  • Progetti di sviluppo in corso confermati nei tempi e nei costi a sostegno dell’incremento produttivo di oltre il 5% nel 2017 e con un contributo equity di 500 mila boe/g nell’arco di piano
  • Esplorazione: 550 milioni di boe di nuove risorse prevalentemente near-field. Rivista al rialzo la guidance ad anno intero a 600 milioni di boe di nuove risorse rispetto all’obiettivo iniziale di 400 milioni di boe
  • Ottimizzazione capex: confermata riduzione del 20% degli investimenti 2016 vs 2015 a cambi omogenei
  • Nel semestre EBIT adjusted positivi in tutti i settori mid-downstream
  • Cash flow1: €3,1 miliardi (-51%). Confermato autofinanziamento dei capex allo scenario Brent di circa 50 $/barile nel 2016
  • Emissioni di GHG: -9% l’indice di emissione unitaria per barile prodotto in linea con gli obiettivi
Risultati
  • Continuing operations:
    • risultato operativo adjusted: €0,77 miliardi nel semestre, -€2,3 miliardi sul 2015 (-75%) interamente per effetto scenario (-€2,8 miliardi), in parte compensato dalla performance; €0,19 miliardi nel trimestre (-88% sul secondo trimestre 2015)
    • risultato netto adjusted: -€0,27 miliardi nel semestre; -€0,29 miliardi nel trimestre
    • risultato netto: -€0,83 miliardi nel semestre; -€0,45 miliardi nel trimestre
  • Risultato netto complessivo: -€1,24 miliardi nel semestre
  • Indebitamento finanziario netto a €13,81 miliardi; leverage a 0,26
  • Proposta di acconto dividendo di €0,40 per azione


Claudio Descalzi, Amministratore Delegato, ha commentato: "Nel primo semestre 2016, in un mercato debole con primi segnali di ripresa, Eni ha conseguito risultati di rilievo. La produzione di idrocarburi supera le attese compensando il fermo delle attività in Val d’Agri e le interruzioni di produzione in Nigeria. I progetti di sviluppo mantengono le previsioni di tempo e di costo e consentiranno un incremento produttivo di oltre il 5% nel 2017. L'esplorazione, focalizzata sulle attività near-field, ha consentito di rivedere al rialzo in soli sei mesi le aspettative di nuove scoperte. Nel middownstream abbiamo conseguito risultati positivi in tutti i settori d'attività grazie alle azioni intraprese che continueranno come previsto. Complessivamente la strategia in atto, le azioni di ottimizzazione e la riduzione della base costi hanno consentito di compensare parte dell’effetto scenario con un beneficio sull’utile operativo di €1 miliardo. Manteniamo una struttura patrimoniale molto solida fondata sull'autofinanziamento degli investimenti ad un prezzo Brent di 50$/barile. Su queste basi confermerò la proposta al CdA di un acconto dividendo pari a €0,40 per azione."

 

Nella stessa occasione il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato la relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016 redatta ai sensi dell’art. 154-ter TUF che è stata
contestualmente trasmessa alla Società di revisione. La pubblicazione della relazione semestrale è prevista nei termini di legge unitamente agli esiti dell’attività di revisione.

RISULTATI ECONOMICI (a) 
II trim.I trim.II trim.Var. % II trim. 16 vs 15(€ milioni)I semestre
20152016201620152016Var. %
1.554583188(87,9)Utile (perdita) operativo adjusted(b)3.086771(75,0)
50523(290)..Utile (perdita) netto adjusted(b)1.231(267)..
3.5651.3701.730(51,5)Flusso di cassa netto da attività operativa (b)6.3973.100(51,5)
498(383)(446)..Utile (perdita) netto delle continuing operations1.285(829)..
0,14(0,11)(0,12)..- per azione (€) ©0,35(0,23)..
0,31(0,24)(0,27)..- per ADR ($) (c) (d)0,78(0,51)..
(97)(796)(446)..Utile (perdita) netto di Gruppo 735(1.242)..
(0,03)(0,22)(0,12)..- per azione (€) (c)0,20(0,34)..
(0,07)(0,48)(0,27)..- per ADR ($) (c) (d)0,45(0,76)..
        
(a) Di competenza degli azionisti Eni.
(b) Da continuing operations. I risultati dei periodi di confronto 2015 sono calcolati su base standalone cioè escludendo l’effetto dell’elisione dei costi delle transazioni intercompany verso il settore Ingegneria & Costruzioni, il cui controllo è stato oggetto di cessione nel gennaio 2016, rappresentato in base alle disposizioni dello IFRS 5 come "discontinued operations".
(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

Per effetto dell’interruzione delle trattative con il fondo statunitense SK per la cessione del 70% di Versalis SpA di cui si dà notizia nel comunicato stampa del 21 giugno u.s., il settore chimico dell’Eni cessa di essere rappresentato come attività destinata alla vendita in base allo IFRS 5. Pertanto nei conti consolidati Eni del primo semestre 2016 i risultati del settore chimico sono rilevati linea per linea nelle continuing operations. La revoca del trattamento contabile ha efficacia retroattiva dalla data di classificazione iniziale (31 dicembre 2015), come se la stessa non fosse mai stata applicata. Pertanto i saldi iniziali della situazione contabile semestrale al 30 giugno 2016 sono stati riesposti per riflettere il ripristino del criterio dell’uso continuativo nella valutazione della Versalis. Tale modifica nella valutazione della Versalis ha avuto un effetto positivo per €294 milioni sul saldo iniziale del patrimonio netto consolidato e neutro sulla posizione finanziaria netta. Nei risultati consolidati, i valori economici e patrimoniali della Versalis, anche dei comparative period, sono rilevati tra le continuing operations, nelle singole voci delle attività, delle passività, dei costi e dei ricavi e sono stati aggregati con quelli di R&M in un unico reportable segment "R&M e Chimica" poiché questi due segmenti operativi sono organizzativamente unificati.


Nel presente comunicato stampa i risultati adjusted delle continuing operations del secondo trimestre e del primo semestre 2015 sono esposti su base standalone escludendo cioè il contributo di Saipem. Una misura di performance analoga è stata definita per il flusso di cassa netto da attività operativa. La perdita netta delle discontinued operations del primo trimestre e del semestre 2016 rileva esclusivamente la svalutazione della partecipazione Saipem conseguente al suo allineamento alla quotazione di borsa del 22 gennaio data in cui è avvenuta la perdita del controllo a seguito della cessione a CDP Equity del 12,503% del capitale sociale e la contestuale entrata in vigore del patto parasociale. Per maggiori informazioni v. le riconduzioni a pag. 22 e seguenti.

Risultati adjusted

Nel secondo trimestre 2016 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted di €0,19 miliardi, in significativa contrazione rispetto al secondo trimestre 2015 (-88%) a causa della flessione della E&P (-€1,23 miliardi pari a -78%) che riflette la continua debolezza del prezzo del petrolio (-26%) e del gas Italia, oltrechè l’impatto del fermo in Val d’Agri per l’intero secondo trimestre, attenuati dalla crescita delle produzioni in altre aree, dalla riduzione dei costi e dai minori ammortamenti. Il settore G&P ha registrato una performance negativa (una variazione negativa di €260 milioni) a causa principalmente di minori benefici una tantum delle rinegoziazioni dei contratti di gas, dei minori margini GNL e di altri effetti non ricorrenti; tali impatti sono stati parzialmente assorbiti da riduzioni costi e ottimizzazioni. Il settore R&M e Chimica, nonostante uno scenario margini della raffinazione meno favorevole rispetto al 2015, ha registrato performance positive (+49% rispetto al secondo trimestre 2015) beneficiando delle iniziative di efficienza e ottimizzazione. Complessivamente lo scenario prezzi delle commodity ha penalizzato la performance operativa del trimestre per €1,4 miliardi, il fermo in Val d’Agri oltre a fenomeni non ricorrenti nel settore G&P registrati nel 2015 hanno pesato per €0,4 miliardi, parzialmente compensati dalla crescita produttiva in altre aree, da recuperi d’efficienza e dalla riduzione della base costi, soprattutto nel settore E&P, per €0,4 miliardi.

Nel secondo trimestre 2016, Eni ha registrato la perdita netta adjusted di €0,29 miliardi rispetto all’utile netto adjusted delle continuing operations su base standalone di €0,51 miliardi del secondo trimestre 2015. Tale risultato riflette il calo dell’utile operativo e la meno che proporzionale riduzione degli oneri tributari attribuibile principalmente al settore E&P a causa 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.


Nel primo semestre 2016 l’utile operativo adjusted di €0,77 miliardi ha evidenziato una riduzione del 75% (-€2,32 miliardi) per effetto sostanzialmente degli stessi driver commentati nell’andamento del trimestre. Il risultato netto adjusted è una perdita di €0,27 miliardi. Complessivamente lo scenario prezzi delle commodity ha penalizzato la performance operativa del semestre per €2,8 miliardi, il fermo in Val d’Agri oltre a fenomeni non ricorrenti nel settore G&P registrati nel 2015 hanno pesato per €0,5 miliardi, parzialmente compensati dalla crescita produttiva in altre aree, da recuperi d’efficienza e dalla riduzione della base costi, soprattutto nel settore E&P, per €1 miliardo.


Posizione finanziaria netta e cash flow operativo

L’indebitamento finanziario netto2 al 30 giugno 2016 è pari a €13,81 miliardi con una riduzione di €3,06 miliardi rispetto al 2015 per effetto del closing dell’operazione Saipem con il rimborso dei crediti finanziari intercompany di €5,8 miliardi e l’incasso della cessione della partecipazione del 12,503% a CDP Equity SpA per €0,46 miliardi, in parte compensati dalla sottoscrizione pro-quota dell’aumento di capitale sociale della ex-controllata per €1,07 miliardi. Nel primo semestre 2016 il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di €3,1 miliardi. Gli incassi da dismissioni sono stati €0,95 miliardi e hanno riguardato oltre il 12,503% di Saipem, la residua partecipazione in Snam per effetto dell’esercizio del diritto di conversione da parte dei bondholders (€0,33 miliardi). Tali flussi hanno coperto parte dei fabbisogni relativi al pagamento del saldo dividendo 2015 agli azionisti Eni (€1,44 miliardi), agli investimenti tecnici del semestre (€4,88 miliardi) e all’aumento di capitale sociale di Saipem.
Rispetto al 31 marzo 2016, l’indebitamento finanziario netto evidenzia un incremento di €1,59 miliardi. Il flusso di cassa netto da attività operativa del secondo trimestre è stato di €1,73 miliardi e ha coperto parte dei fabbisogni relativi al pagamento del saldo dividendo 2015 e agli investimenti del periodo (€2,42 miliardi).
Il leverage3 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è diminuito a 0,26 al 30 giugno 2016 rispetto a 0,29 al 31 dicembre 2015 per effetto della riduzione dell’indebitamento finanziario netto, determinato dal deconsolidamento del debito Saipem, in parte compensata dalla flessione del total equity a causa della perdita d’esercizio, delle minori interessenze di terzi  a seguito del deconsolidamento Saipem e del pagamento del saldo dividendo 2015 (€1,44 miliardi).

Acconto dividendo 2016

Sulla base dell’esame dei risultati del primo semestre 2016 e delle previsioni di piano, la proposta di acconto dividendo al Consiglio di Amministrazione del 15 settembre 2016 sarà di €0,40 per azione4 (€0,40 l’acconto 2015) da mettere in pagamento a partire dal 21 settembre 2016 con stacco cedola il 19 settembre 2016.

 

Performance di sostenibilità e climate change
  I semestre 
  20152016Var. %
Indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR)(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.0000,450,40(11,1)
Emissioni GHG (milioni di tonnellate di CO2 eq.)20,7819,58(5,8)
- di cui da combustione e processo  15,69 14,68(6,4)
- di cui da metano 1,38 1,18 (14,5)
- di cui da flaring  2,84 2,85 0,4
- di cui da venting  0,87 0,87  
Emissioni GHG upstream/produzione(tonnellate di CO2 eq./migliaia di boe)25,1422,91(8,9)
Volume oil spill operativi(barili) 601584(2,8)
Water reinjection(%)55,556,7..

 

Performance
Tutte le performance sono in miglioramento rispetto al periodo di confronto.

  • Le emissioni di GHG del primo semestre 2016 sono diminuite del 5,8% rispetto al primo semestre 2015 grazie alle minori emissioni da combustione (-1 milioni di tonnellate), al contenimento delle emissioni di metano (-0,2 milioni di tonnellate) conseguito grazie alle campagne sulle emissioni fuggitive terminate nel secondo semestre 2015 e ai progetti di efficienza energetica.
  • L’indice di emissione rispetto alla produzione del settore upstream è migliorato dell’8,9% e risulta in linea con il target di fine anno.
  • Nel primo semestre 2016 è proseguito il trend di miglioramento dell'indice di frequenza infortuni totali registrabili (-11,1% rispetto al periodo di confronto 2015), per i dipendenti (-27,5%) e i contrattisti (-4,2%). Sulle performance hanno influito positivamente l’intensificarsi delle visite di controllo in campo, i roadshow di sicurezza, le attività svolte presso il Safety Competence Center di Gela e l'implementazione di progetti specifici di formazione e sensibilizzazione.
  • I barili sversati a seguito di oil spill operativi, riconducibili per il 97% al settore E&P, sono diminuiti del 2,8% rispetto al primo semestre 2015; il settore R&M e Chimica evidenzia un significativo miglioramento (19 barili sversati rispetto a 100 del primo semestre 2015). In Nigeria è in corso un piano di sostituzione dei gusci posizionati sui fori da effrazioni che costituiscono un potenziale punto debole.

 

Progetti di climate change
Nel maggio 2016 è stato lanciato un modello unico di integrazione tra business tradizionale e produzione di energia da fonti rinnovabili che prevede la realizzazione di progetti di generazione elettrica a emissioni zero localizzati presso gli impianti e le aree industriali dell’Eni, in modo da cogliere sinergie logistiche, contrattuali e commerciali con le attività tradizionali dell’azienda e riqualificare e valorizzare aree industriali attualmente inutilizzate. Le aree industriali identificate sono localizzate in Italia, Egitto e Pakistan. In Italia in particolare saranno sviluppati 5 progetti (Assemini, Porto Torres, Manfredonia, Priolo e Augusta) per una potenza complessiva installata di circa 70 megawatt; la seconda fase è basata sullo sviluppo di altri progetti per un’ulteriore potenza installata di circa 150 megawatt. Buona parte delle iniziative sarà basata sul fotovoltaico, ma saranno valutate anche soluzioni basate sulla biomassa e sul solare a concentrazione. Complessivamente, il Progetto Italia prevede l’installazione, da qui al 2022, di oltre 220 megawatt di nuova capacità, con un investimento tra €200-250 milioni. Dal punto di vista ambientale, il Progetto Italia potrà consentire di evitare emissioni di CO2 per circa 180 mila tonnellate all'anno.

Questi progetti rappresentano il terzo pilastro della strategia di Eni per contribuire alla transizione energetica verso un futuro a basso contenuto di carbonio, basata, oltre che sulla promozione delle energie rinnovabili, sull’abbattimento delle emissioni di CO2 nell’ambito della produzione di idrocarburi e sulla massimizzazione dell’utilizzo del gas, la fonte fossile con il più basso contenuto di carbonio.

Sviluppi di business

Iniziative E&P:

  • giugno: significativa scoperta a gas nel prospetto esplorativo Baltim South West, nelle acque convenzionali del Delta del Nilo che incrementa fino a 70-80 miliardi di metri cubi di gas in posto il potenziale della cosiddetta "Great Nooros Area" attualmente in produzione dal campo Nooros. Baltim South West è un altro successo della strategia esplorativa "near-field" dell’Eni, indirizzata su temi di valore, capaci di garantire un rapido sviluppo delle nuove scoperte grazie alle sinergie con le infrastrutture produttive esistenti. Il pozzo esplorativo di successo "Nidoco North 1-X" avviato in produzione, e il pozzo di sviluppo Nidoco North West 4, hanno portato la produzione del campo di Nooros a circa 65 mila boe/giorno (33 mila in quota Eni), in soli 10 mesi dalla scoperta avvenuta a luglio 2015.
  • marzo: avvio del giacimento Goliat, primo sviluppo nel Mare di Barents, nella licenza PL229. L’estrazione del greggio avviene attraverso la più grande e sofisticata unità galleggiante di produzione e stoccaggio cilindrica (FPSO) al mondo. La produzione ha raggiunto il target di 100 mila barili/giorno (65 mila in quota Eni). Secondo le stime il giacimento contiene riserve pari a circa 180 milioni di barili di olio.
  • marzo: assegnata la licenza esplorativa Cape Three Points Block 4, nell’offshore del Ghana. Il nuovo blocco della superficie di circa 1.000 chilometri quadrati e una profondità d’acqua compresa tra 100 e 1.200 metri è localizzato in prossimità del blocco OCTP, anch’esso operato da Eni, e in caso di successo esplorativo beneficerà delle infrastrutture del progetto OCTP in esecuzione.
  • marzo: accordo con Chariot Oil & Gas per l’acquisizione di una partecipazione (Farm-Out Agreement) nei permessi esplorativi I-VI nella licenza "Rabat" nell’offshore profondo del Marocco. Eni acquisirà il ruolo di operatore e un interest del 40% nonché diritti di esplorazione su di un’area di circa 11.000 chilometri quadrati. L’accordo è subordinato all’autorizzazione da parte delle autorità competenti e ad altre condizioni sospensive.
  • febbraio: sanzionato da parte delle autorità egiziane lo sviluppo di Zohr, con avvio atteso entro la fine del 2017. Nel marzo è stata eseguita con successo la prima prova di produzione sul pozzo Zohr 2X, primo pozzo di delineazione della scoperta. Sono stati inoltre perforati nell’area nord il pozzo di delineazione Zohr 3X e il pozzo di sviluppo Zohr 4X, che hanno confermato il potenziale dell’area nord.
  • febbraio: approvata dalle autorità del Mozambico la prima fase dello sviluppo di Coral per la messa in produzione di 140 miliardi di metri cubi di gas.
  • nel semestre acquisiti nuovi titoli esplorativi per complessivi 6.100 chilometri quadrati, principalmente in Ghana, Irlanda, Norvegia e Regno Unito.

 

Val d’Agri
Nell’ambito del procedimento penale per presunti reati ambientali nella gestione del centro oli di Viggiano (di cui si dà informativa nella Relazione finanziaria annuale 2015 – sezione "Contenziosi"), il 31 marzo 2016 la Procura della Repubblica di Potenza ha disposto il sequestro di alcuni impianti funzionali all’attività produttiva che conseguentemente è stata interrotta. L’interruzione riguarda una produzione di circa 60 mila barili/giorno in quota Eni. Il 1 giugno 2016 Eni ha ricevuto da parte della Procura la notifica dell’atto di dissequestro temporaneo finalizzato a consentire l’esecuzione di alcune modifiche non sostanziali all’impianto, volte a risolvere quanto contestato dalla Procura. L’intervento per la realizzazione delle modifiche è stato autorizzato dal competente dipartimento del Ministero dello Sviluppo Economico. La modifica impiantistica è stata completata l’8 luglio 2016.
La società è in attesa che la Procura verifichi la corretta attuazione della modifica, procedendo al dissequestro definitivo.

 

Evoluzione prevedibile della gestione

Di seguito le previsioni del management per il 2016 su produzioni e vendite:
- produzione di idrocarburi: previsto un livello produttivo stabile rispetto al 2015 grazie ai ramp-up e agli avvii di nuovi giacimenti in Norvegia, Egitto, Angola, Venezuela e Congo. Tali incrementi saranno in grado di assorbire completamente l’interruzione della produzione in Val d’Agri di circa quattro mesi, i declini di giacimenti maturi e il minore contributo di one-off produttivi; 
- vendite di gas: in un contesto di perdurante eccesso di offerta e pressione competitiva, le vendite di gas sono previste 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: su base omogenea escludendo cioè l’effetto della cessione della quota di capacità nella raffineria CRC in Repubblica Ceca completata nell’aprile 2015, le lavorazioni sono previste in leggera flessione rispetto al 2015 a causa della disottimizzazione conseguente alla minore disponibilità di greggio della Val d’Agri e di manutenzioni programmate;
- vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: in un contesto di leggera ripresa della domanda e forte pressione competitiva, Eni prevede mantenere i volumi e la quota di mercato rete 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. In Europa al netto delle dismissioni nell’Est Europa, volumi stabili;
- scenario prodotti chimici: scenario moderatamente positivo con margini previsti in rafforzamento nel polietilene rispetto al 2015, pur in presenza di una contrazione a partire dal mese di giugno. In leggero calo la marginalità del cracker e del business stirenici. Rimane debole il business elastomeri, ma in miglioramento rispetto al 2015. Volumi di vendita sostanzialmente stabili.


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, senza effetti sul tasso di crescita della produzione che nell’arco di piano è confermato a oltre il 3%. Leverage entro il limite dello 0,30 grazie al closing dell’operazione Saipem, agli effetti dell’ottimizzazione della gestione industriale ed assumendo di perfezionare entro l’anno le operazioni di portafoglio pianificate.

 

Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al secondo trimestre 2016 è stato redatto su base volontaria nell’ambito di una policy aziendale di regolare informativa sulle performance finanziarie e operative della Compagnia rivolta al mercato e agli investitori in linea con il comportamento dei principali peer che pubblicano un reporting trimestrale. Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al secondo e primo trimestre 2016 e al primo semestre 2016, al secondo trimestre e al primo semestre 2015. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 giugno 2016, 31 marzo 2016 e al 31 dicembre 2015. 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 ieri dal CdA Eni e contestualmente trasmessa alla Società di revisione per l’assolvimento degli obblighi di competenza. La relazione finanziaria semestrale sarà pubblicata entro i termini di legge unitamente agli esiti delle verifiche di revisione.
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 del secondo trimestre 2016 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione finanziaria annuale 2015 alla quale si rinvia. 

 

Discontinued operations
Per effetto dell’interruzione delle trattative con il fondo statunitense SK che aveva manifestato l’interesse a rilevare una quota di maggioranza della Versalis SpA, il business chimica dell’Eni cessa di essere rappresentato come discontinued operations ex IFRS 5. Sulla base di tale sviluppo i conti consolidati Eni del primo semestre 2016 sono stati elaborati valutando i risultati del business chimica nell’ottica delle continuing operations.
La revoca del trattamento contabile del business come attività in discontinued operations ha efficacia retroattiva alla data di classificazione iniziale, 31 dicembre 2015, come se la stessa non fosse mai stata applicata. Pertanto i saldi iniziali della situazione contabile semestrale al 30 giugno 2016 sono stati riesposti per riflettere il ripristino del criterio dell’uso continuativo nella valutazione della Versalis con allineamento del valore d’iscrizione al valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il valore d’uso e il fair value, dedotti gli oneri di vendita, in luogo della valutazione ex IFRS 5 che prevedeva il minore tra il valore di iscrizione e il fair value, dedotti gli oneri di vendita. Il management ha stimato il valore d’uso dell’attivo fisso afferente le business unit della Versalis attraverso l’identificazione di un’unica CGU in coerenza con l’assunzione del piano quadriennale Eni 2016-2019 di considerare la Versalis come un unico complesso integrato ai fini del suo realizzo/valorizzazione. I flussi di cassa del piano industriale della Versalis standalone sono stati attualizzati a un costo del capitale del 10% che tiene conto della volatilità dei risultati espressa da un campione di società chimiche comparabili a Versalis, determinando un beta autonomo rispetto a quello dell’Eni. Tale modifica nella valutazione della Versalis ha avuto un effetto trascurabile sul saldo iniziale del patrimonio netto consolidato dell’Eni (un incremento di €294 milioni) ed è neutro sulla posizione finanziaria netta. Per quanto riguarda la presentazione dei risultati consolidati, i valori economici e patrimoniali della Versalis sono rilevati tra le continuing operations Eni, nelle singole voci delle attività, delle passività, dei costi e dei ricavi, modificando coerentemente i dati dei periodi comparativi. I risultati della Versalis sono stati aggregati con quelli di R&M in un unico reportable segment "R&M e Chimica" poiché questi due segmenti operativi sono organizzativamente unificati.

 

Per quanto riguarda l’altro settore Eni classificato nel bilancio 2015 come attività destinata alla vendita, la I&C, il 22 gennaio 2016 con il perfezionamento della cessione a CDP Equity SpA del 12,503% del capitale sociale ordinario di Saipem in mano Eni per il corrispettivo di €463 milioni e la contestuale entrata in vigore del patto di sindacato che stabilisce il controllo congiunto dei due soci sulla società, si è verificato il trigger per la perdita di controllo dell’Eni su Saipem e il conseguente deconsolidamento con efficacia 1° gennaio 2016. La partecipazione mantenuta del 30,55% è classificata come interest in una joint venture valutata in base all’equity method come previsto dagli IFRS. Il valore d’iscrizione iniziale della partecipazione è rappresentato dal fair value alla data della perdita di controllo pari al prezzo di borsa di 4,2 €/azione (per un controvalore di €564 milioni ai quali si aggiungono €1.050 milioni relativi all’aumento di capitale in quota eni sottoscritto contestualmente alle transazioni descritte per un valore di carico iniziale di €1.614 milioni) e una minusvalenza di conto economico di €441 milioni rilevata nel risultato di competenza delle discontinued operation del primo semestre 2016. Grazie ai proventi dell’aumento del capitale sociale e con il ricorso a nuovi finanziamenti da parte di istituzioni finanziarie terze Saipem ha proceduto a rimborsare i finanziamenti concessi da Eni (€5.818 milioni alla data del 31 dicembre 2015) entro fine febbraio.

 

Successful effort method (SEM)
Dal 1° gennaio 2016 Eni ha modificato, su base volontaria, il criterio di valutazione dei costi relativi all’attività esplorativa adottando il cosiddetto Successful Effort Method (SEM). Il SEM è già applicato da tutte le principali società oil&gas alle quali Eni si è ulteriormente assimilata a seguito del recente processo di focalizzazione nell’attività upstream.
In sintesi, per effetto dell’applicazione del SEM, i costi relativi all’attività esplorativa non saranno più imputati all’attivo patrimoniale e ammortizzati integralmente nell’esercizio di sostenimento, ma saranno imputati all’attivo patrimoniale come "unproved" asset, in attesa di valutare l’esito delle attività di esplorazione e valutazione nelle aree di riferimento. Se al termine di tale valutazione si accerta che il risultato è negativo (nessun ritrovamento di idrocarburi) o che il ritrovamento non è sufficientemente significativo per giustificarne lo sviluppo, i relativi costi esplorativi,"sospesi" all’attivo patrimoniale in attesa di valutazione, sono imputati a conto economico come write-off. Se, al contrario, è accertata la presenza di riserve certe di petrolio e/o gas naturale, i relativi costi esplorativi capitalizzati come unproved asset sono riclassificati come "proved" asset.
Differentemente, continueranno ad essere imputati a conto economico nell’esercizio di sostenimento i costi esplorativi afferenti ad attività geologiche e geofisiche.
Ai sensi delle disposizioni dello IAS 8 "Principi contabili, cambiamenti nelle stime contabili ed errori", l’applicazione del SEM rappresenta una modifica volontaria di una accounting policy, giustificata dall’allineamento alle prassi di settore,da applicare retroattivamente. Conseguentemente i dati economici, patrimoniali e finanziari dei comparative periods 2015 sono stati riesposti.
L’effetto della modifica è stato rilevato come variazione del saldo di apertura delle voci interessate in contropartita alla voce "Utili portati a nuovo" del patrimonio netto al 1 gennaio 2014. La modifica ha comportato in particolare un incremento dei saldi iniziali delle voci immobili, impianti e macchinari di €3.524 milioni; delle attività immateriali di €860 milioni e del patrimonio netto Eni di €3.001 milioni. Altre variazioni hanno riguardato le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite e altre voci minori.

 

Di seguito si riportano i principali risultati dei comparative periods 2015 oggetto di riesposizione per l’adozione del SEM e la rilevazione di Versalis tra le continuing operations.

 

Principali risultati dei comparative periods 2015
 PUBBLICATORIESPOSTO
(€ milioni)II trim. 2015I semestre 2015Esercizio 2015II trim. 2015I semestre 2015Esercizio 2015
Utile (perdita) operativo continuing operations1.1642.648(2.781)1.6053.375(3.076)
Utile (perdita) operativo E&P1.4712.769(144)1.4612.874(959)
Utile (perdita) operativo adjusted - continuing operations su base standalone1.4362.8144.1041.5543.0864.486
Utile (perdita) operativo adjusted - E&P1.5332.4884.108 1.5852.6654.182
Utile (perdita) netto di competenza Eni - continuing operations34523(7.680)4981.285(7.952)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza Eni - continuing operations su base standalone3909653345051.231803
Totale attività  134.792  139.001
Patrimonio netto di competenza azionisti Eni  51.753  55.493
Flusso di cassa da attività operativa continuing operations 3.5115.79811.1813.9186.55412.875
Flusso di cassa netto del periodo(1.804)(1.148)(1.414)(1.804)(1.148)(1.405)

 

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 gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per maggiori dettagli si rinvia alla sezione "Misure di risultato Non-GAAP del presente "Comunicato stampa".

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.

 

1Flusso di cassa netto da attività operativa delle continuing operations esclusa Saipem.
2Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 30.
3 In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orientamenti dell’ESMA sugli Indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione indicatori alternativi di performance alle pagg. 22 e seguenti del presente comunicato stampa.
4 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.

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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.

 

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