Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2015

Highlight III trimestre e outlook 2015

• Cessione quota Saipem: raggiunti gli accordi per la vendita del 12,5% a FSI; al closing, previsto nel primo trimestre 2016, deconsolidamento di Saipem e rimborso finanziamenti netti Eni per €6,1 miliardi. Leverage pro-forma al 30 settembre in riduzione di 8 punti percentuali
• Nuovi successi esplorativi: scoperte risorse per oltre 1,2 miliardi di boe, con costo unitario di 0,6 $/boe rispetto al target di 500 milioni di boe a oltre 2 $/boe atteso nel 2015. Scoperta giant di Zohr nel Mediterraneo
• Robusta crescita produttiva: +8,1% nel trimestre a 1,703 mln boe/g (+8,7% nei nove mesi). Escluso l’effetto prezzo nei PSA +4,3% (+4,9% nei nove mesi). Rivista al rialzo la previsione di crescita annua a circa il 9% (da oltre il 7%)
• Solida performance R&M e Chimica: grazie al piano di ristrutturazione e di un favorevole contesto di mercato, migliore EBIT2 adjusted dal terzo trimestre 2006. FCF3 positivo già nel 2015, in anticipo di due anni rispetto ai piani aziendali
• G&P in miglioramento: guidance migliorata con EBIT adjusted sostanzialmente a break-even nel 2015, nonostante il posticipo della conclusione degli arbitrati in corso
• Ulteriore riduzione costi: incrementata al 17% dal 14% la riduzione dei capex4; costo operativo per barile in calo del 12% a 7,3 $/barile (vs. precedente guidance di -7%)
• Autofinanziamento capex: esclusa Saipem, copertura organica degli investimenti dell’anno con il Brent a 55 $/barile
• Nuovi ingressi: upstream del Messico con l’operatorship di tre giacimenti offshore

Risultati

• Cash flow operativo5: €1,71 miliardi nel trimestre (€7,39 miliardi nei nove mesi)
• Utile operativo adjusted esclusa Saipem: €0,6 miliardi nel trimestre (-79%); €3,51 miliardi nei nove mesi (-60%)
• Utile netto adjusted esclusa Saipem: -€0,29 miliardi nel trimestre; €0,76 miliardi nei nove mesi (-76%)
• Perdita netta: -€0,95 miliardi nel trimestre; -€0,36 miliardi nei nove mesi
• Indebitamento finanziario netto a €18,41 miliardi a fine settembre; leverage a 0,30 (0,22 al 31 dicembre 2014)

(1) Il presente comunicato stampa costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza.
(2)Utile operativo.
(3)Free cash flow: flusso di cassa netto da attività operativa, dedotti gli investimenti.
(4)Investimenti tecnici e in partecipazioni; previsione normalizzata per considerare l’effetto cambio e altre variazioni.
(5)Flusso di cassa netto da attività operativa.

Claudio Descalzi, Amministratore Delegato, ha commentato:
"La cessione di una quota della nostra partecipazione in Saipem ed il deconsolidamento della società è un importante passo nell’implementazione della strategia di trasformazione di Eni. Il nostro obiettivo è aumentare la flessibilità finanziaria per liberare risorse da investire nel core business. Allo stesso tempo manteniamo una partecipazione significativa e supporteremo Saipem anche con la partecipazione all’aumento di capitale nel processo di rafforzamento finanziario e operativo. In questo trimestre, pur in un contesto debole di prezzi del petrolio Eni continua a registrare risultati importanti sia in termini di crescita upstream che di ristrutturazione dei business mid-downsntream. Nell’E&P la produzione è ancora in forte crescita e per la seconda volta nell’anno rivediamo al rialzo le nostre previsioni, pressoché raddoppiando l’obiettivo originario. Nei nove mesi, inoltre, abbiamo scoperto 1,2 miliardi di barili di nuove risorse, oltre il doppio rispetto all’obiettivo di piano, pur riducendo i nostri costi esplorativi. La ristrutturazione gli interventi di efficientamento che abbiamo condotto in ambito R&M e Chimica, uniti a uno scenario favorevole, hanno portato questi business a conseguire un'eccellente performance e una generazione di cassa positiva nel corso del 2015. Anche per G&P la guidance è migliorata. Tutte queste azioni, unite a un ulteriore intervento di ottimizzazione degli investimenti nel corso dell’anno e al miglioramento della nostra struttura dei costi operativi, ci consentiranno di ottenere, escludendo Saipem, la copertura organica degli investimenti già nel 2015, con uno scenario di 55$ al barile."

(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‘ della Relazione finanziaria semestrale 2015 e della Relazione finanziaria annuale 2014. L'utile operativo adjusted e l'utile netto adjusted sono misure di risultato non-GAAP.  
(c) Interamente diluito. L’ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(d) Un ADR rappresenta due azioni.

Utile operativo adjusted
Nel terzo trimestre 2015 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted di €0,6 miliardi, escluso il risultato Saipem di €0,15 miliardi, in calo del 79% rispetto al terzo trimestre 2014 a causa della flessione della E&P (-€2,3 miliardi, pari al 76%) determinata dal crollo del prezzo del petrolio (-51%), il cui impatto è stato attenuato dalla crescita delle produzioni, dalla riduzione dei costi e dal deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (-16%). Il settore G&P ha registrato un peggioramento di €0,29 miliardi dovuto principalmente al recupero del gas prepagato in precedenti esercizi a prezzi superiori a quelli correnti e all’effetto scenario negativo relativo ad alcune vendite al settore large.
Le performance di R&M e della Chimica hanno registrato un sensibile miglioramento (+€0,32 miliardi) grazie alla ripresa dei margini e dei volumi per lo scenario più favorevole che unita alle azioni di efficienza e di ottimizzazione degli assetti industriali hanno consolidato la profittabilità dei due business.
Su base consolidata l’utile operativo adjusted del trimestre è stato di €0,75 miliardi con una flessione di €2,3 miliardi (-75%).
Nei nove mesi 2015 l’utile operativo adjusted esclusa Saipem è stato di €3,51 miliardi con una diminuzione del 60% (pari a €5,3 miliardi) determinata dall’effetto scenario per €6,1 miliardi parzialmente compensato dalla crescita produttiva e recuperi di efficienza per €0,8 miliardi. Su base consolidata l’utile operativo adjusted è stato di €3,1 miliardi, con una flessione di €6,2 miliardi (-67%) che sconta la peggiorata performance di Saipem a causa delle perdite straordinarie del secondo trimestre.

Utile netto adjusted
Nel terzo trimestre 2015 Eni ha registrato la perdita netta adjusted esclusa Saipem di €0,29 miliardi, con un peggioramento di €1,42 miliardi rispetto all’utile netto adjusted del terzo trimestre 2014 (€1,13 miliardi). Il peggioramento riflette il calo dell’utile operativo e il maggior tax rate che raggiunge il 143% per effetto dell’incremento registrato in E&P essenzialmente a causa del debole scenario che concentra gli utili ante imposte nei paesi a maggiore fiscalità e determina una maggiore incidenza percentuale dei costi fiscalmente non valorizzati, fra i quali la ricerca di successo di progetti non ancora sanzionati. Su base consolidata la perdita netta adjusted del trimestre è stata di €0,26 miliardi rispetto a un utile netto adjusted di €1,17 miliardi del trimestre 2014.
Nei nove mesi l’utile netto adjusted di €0,76 miliardi esclusa Saipem è diminuito del 76% rispetto al 2014. Su base consolidata l’utile netto adjusted è stato di €0,53 miliardi con una flessione dell’83,7% e un tax rate in aumento di circa 30 punti percentuali dovuto in aggiunta ai fattori del trimestre anche alla mancata valorizzazione fiscale della perdita Saipem.

Cash flow operativo
Nei nove mesi 2015 il flusso di cassa netto dell’attività operativa di €7,39 miliardi e gli incassi da dismissioni (€0,91 miliardi), relativi alla cessione di asset non strategici principalmente nel settore Exploration & Production, hanno finanziato in buona parte gli investimenti tecnici (€8,65 miliardi). La remunerazione degli azionisti Eni è stata di €3,43 miliardi relativi al saldo dividendo 2014 e all’acconto dividendo 2015. Al 30 settembre 2015 l’indebitamento finanziario netto ammonta a €18,41 miliardi con un incremento di €4,73 miliardi rispetto al 31 dicembre 2014.
Rispetto alla situazione al 30 giugno 2015, l’indebitamento finanziario netto è aumentato di €1,94 miliardi per effetto del pagamento dell’acconto dividendo 2015 di Eni (€1,42 miliardi) e degli investimenti di periodo (€2,42 miliardi), parzialmente compensati dal flusso di cassa netto da attività operativa (€1,71 miliardi), che sconta i minori crediti commerciali ceduti in factoring con scadenza successiva alla chiusura del periodo contabile rispetto a quanto fatto al 30 giugno 2015 (-€0,21 miliardi).
Il leverage6 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è aumentato a 0,30 al 30 settembre 2015 rispetto a 0,22 al 31 dicembre 2014, a causa dell’aumento dell’indebitamento finanziario netto, attenuato dall’incremento del total equity dovuto all’effetto positivo (+€3,33 miliardi) delle differenze di cambio da conversione dei bilanci delle controllate aventi il dollaro come valuta funzionale (cambio dollaro/euro +7,7% nelle rilevazioni di chiusura a fine 2014 e al 30 settembre 2015).

Sviluppi di business

Scoperta a gas di rilevanza mondiale in Egitto presso il prospetto esplorativo Zohr nelle acque profonde del Mar Mediterraneo in acque Egiziane. Il giacimento ha il potenziale di contenere fino a 850 miliardi di metri cubi di gas in posto. La scoperta potrà assicurare indipendenza energetica al paese per molti anni.

Importante scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Nooros della Concessione West Abu Madi nelle acque poco profonde del Delta del Nilo in Egitto. La scoperta è stata allacciata alla produzione in soli 2 mesi; il gas e i condensati sono inviati all’impianto di trattamento di Abu Madi distante circa 25 chilometri dalla scoperta.

Scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Nkala Marine nel permesso Marine XII nella acque poco profonde del Congo. La nuova scoperta si aggiunge a quelle già realizzate di Litchendjili, Nené Marine e Minsala Marine.

Ingresso nel settore petrolifero del Messico grazie alla firma di un Production Sharing Contract in qualità di operatore (quota Eni 100%) del Blocco 1 per la delineazione e sviluppo delle scoperte di petrolio Amoca, Miztón e Tecoalli in acque poco profonde del Golfo del Messico meridionale. Le scoperte sono stimate contenere 800 milioni di barili di olio e 14 miliardi di metri cubi di gas associato in posto.

Venduta a Total la licenza d’uso della tecnologia proprietaria EST (Eni Slurry Technology) per la raffinazione di greggi pesanti ed extra-pesanti.

Avviato 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). Si tratta di uno degli start up più significativi del 2015, con un time-to-market di soli 5 anni, tra i migliori dell’industria. 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.
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 Egitto finalizzato un accordo petrolifero che prevede investimenti di $5 miliardi (al 100%) per lo sviluppo del potenziale minerario locale. Finalizzata la revisione di alcuni parametri e termini dei contratti petroliferi esistenti, con effetti economici retroattivi al 1 gennaio 2015. L’accordo comprende la definizione di nuove forme di recupero dei crediti commerciali scaduti vantati da Eni per forniture di idrocarburi nei confronti delle Compagnie di Stato.
In Egitto assegnati tre Concession Agreement relativi ai blocchi Southwest Melehia nel deserto occidentale, Karawan e North Leil nell’offshore del Mediterraneo. Nell’ottobre 2015 aggiudicate due ulteriori nuove licenze esplorative offshore con i blocchi North El Hammad (operato con la quota del 37,5%) e North Ras El Esh (quota 50%).
Scoperta a gas nella concessione Latif (Eni 33,3%) in Pakistan.
In Myanmar ottenuti due Production Sharing Contract (PSC) per l’esplorazione dei blocchi offshore MD-02 e MD-04.
In Norvegia acquisiti il 40% e l’operatorship della licenza esplorativa PL 806 nel Mare di Barents e il 13,12% della PL 044C nel Mare del Nord.
Nel Regno Unito assegnate quattro licenze esplorative situate nel Mare del Nord centrale; perfezionata l’acquisizione di tre licenze nel Mare del Nord meridionale.
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.

(6) 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. 26.

Evoluzione prevedibile della gestione

L’outlook 2015 è caratterizzato dal rallentamento della crescita globale a causa della frenata dell’attività economica in Cina e in altre economie emergenti, che ha trainato al ribasso le quotazioni delle commodity. In tale contesto il prezzo del petrolio ha registrato una rilevante contrazione scendendo nei mesi estivi al di sotto dei 50 $/barile (riferimento Brent). I fondamentali del mercato petrolifero rimangono deboli a causa dell’eccesso di offerta e dei timori di indebolimento della domanda, che nel corso del 2015 sta mostrando una ripresa significativa. Su base annua i prezzi del petrolio sono previsti in significativo ridimensionamento. 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. Nei settori downstream del gas, della raffinazione e della chimica, in considerazione dei fattori di criticità strutturale dovuti all’eccesso di offerta e alla pressione competitiva su scala worldwide, il management ha definito e attuato iniziative di recupero di efficienza, rinegoziazione dei contratti e ottimizzazione degli assetti produttivi con l’obiettivo di conseguire risultati economici e cash flow positivi su base strutturale.

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

• produzione di idrocarburi: è prevista una solida crescita rispetto al 2014 di circa il 9% grazie agli avvii e ai ramp-up di giacimenti avviati nel 2014, principalmente in Venezuela, Norvegia, Stati Uniti, Angola, Egitto e Congo 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. Grazie alle azioni commerciali e alle rinegoziazioni definite è previsto un sostanziale recupero dei volumi di gas prepagati in precedenti esercizi outstanding alla data del bilancio 2014;
• lavorazioni in conto proprio: escludendo l’effetto della cessione della quota di capacità nella raffineria CRC in Repubblica Ceca, completata il 30 aprile 2015, sono previste in aumento rispetto al 2014 per effetto del miglioramento dello scenario e della migliore performance attesa dell’impianto di conversione EST presso Sannazzaro. In aumento le produzioni di biocarburanti del sito di Venezia;
• vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in leggera flessione in Italia in un quadro di domanda maggiormente dinamica rispetto al debole trend degli anni precedenti e di forte pressione competitiva, con una migliore performance della rete di proprietà. In leggero miglioramento le vendite all’estero escludendo l’effetto della cessione delle reti in Europa dell’Est.

Nel 2015 il management ha previsto iniziative di ottimizzazione e riprogrammazione dei progetti d’investimento con conseguente riduzione dello spending a parità di cambio e altre variazioni rispetto al 2014 (-17%) 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.
Esclusa Saipem, investimenti autofinanziati con il cash flow operativo già a partire dal 2015 allo scenario di prezzo del Brent di 55 $/barile. Leverage ben al di sotto del limite del 30% grazie all’operazione Saipem.

Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al terzo e al secondo trimestre 2015 e al terzo trimestre 2014 e ai nove mesi 2015 e 2014. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 2015, 30 giugno 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 nella preparazione della situazione contabile al 30 settembre 2015 sono gli stessi adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2014 e della Relazione finanziaria semestrale 2015, ai quali si rinvia.

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). Per maggiori informazioni sul nuovo segmental reporting Eni si rinvia alle note del comunicato stampa relativo ai risultati del primo trimestre 2015 pubblicato il 29 aprile 2015 e alla Relazione finanziaria semestrale pubblicata il 7 agosto 2015.

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 management ritiene che i risultati adjusted consentano di facilitare l’analisi dell’andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali.

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 30 settembre 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.