Highlight

Risultati > Nel primo semestre 2013, l’utile netto adjusted di €1,96 miliardi è diminuito del 46% che si riduce al 35,9% al netto delle perdite del settore Ingegneria & Costruzioni. Tale riduzione si determina per effetto della contrazione dell’utile operativo (-43%1, che si ridetermina in -33,3% al netto delle perdite Saipem) dovuta alla flessione del prezzo del Brent e alle difficili condizioni dei settori mid e downstream.

Il cash flow di €4,75 miliardi e gli incassi da dismissioni di €2,47 miliardi hanno coperto parte dei fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici (€5,93 miliardi), focalizzati principalmente nell’esplorazione e sviluppo delle riserve, e al pagamento dei dividendi (€2,17 miliardi). L’indebitamento finanziario netto ammonta a €16,49 miliardi con un incremento di €0,98 miliardi rispetto a fine 2012.

Al 30 giugno 2013 il leverage è pari a 0,27.

Acconto dividendo > Sulla base dei risultati del primo semestre 2013 e delle previsioni per l’intero esercizio, al Consiglio di Amministrazione del 19 settembre 2013 verrà proposto un acconto dividendo di €0,55 per azione (€0,54 nel 2012). L’acconto sarà messo in pagamento a partire dal 26 settembre 2013 con stacco cedola il 23 settembre 2013.

Cessione partecipazione in Eni East Africa > Nel luglio 2013, Eni e China National Petroleum Corporation (CNPC) hanno concluso l’operazione di cessione della partecipazione del 28,57% nella società Eni East Africa, titolare del 70% dei diritti minerari nell’Area 4 nell’offshore del Mozambico, per il corrispettivo di $4.210 milioni, integrato per i conguagli contrattuali previsti fino alla data di closing. CNPC attraverso la partecipazione in Eni East Africa acquisisce indirettamente una quota del 20% nell’Area 4, mentre Eni, attraverso la partecipazione in Eni East Africa, rimane proprietaria del 50%. L’entrata di CNPC nell’Area 4 ha valenza strategica per il progetto in considerazione della rilevanza del nuovo partner nei settori upstream e downstream a livello mondiale.

Produzione di idrocarburi > Nel primo semestre 2013 la produzione è stata di 1,624 milioni di boe/giorno in riduzione del 2,7% a causa di eventi di forza maggiore in Nigeria, particolarmente rilevanti, e in Libia, e dei disinvestimenti del 2012, beneficiando parzialmente del rientro in operatività della piattaforma Elgin/Franklin nel Regno Unito. Al netto di tali fenomeni, la produzione rimane in linea grazie agli avvii e crescite del periodo che hanno compensato le fermate programmate e i declini delle produzioni mature.

Avvii > In linea con i piani produttivi, sono stati avviati il progetto MLE-CAFC (Eni 75%) ed El Merk (Eni 12,25%) in Algeria, l’impianto di liquefazione Angola LNG (Eni 13,6%), il progetto offshore Abo-Fase 3 in Nigeria, il giacimento giant a olio pesante Junin 5 (Eni 40%) in Venezuela e il giacimento Skuld (Eni 11,5%) in Norvegia.

Successi esplorativi > I successi esplorativi registrati in Mozambico, Egitto, Angola, Congo, Ghana e Pakistan hanno consentito di accertare 950 milioni di boe di nuove risorse ad un costo unitario di 1,1 $/boe.

Vendite di gas naturale> Le vendite del semestre sono state di 49,26 miliardi di metri cubi con una riduzione del 3% rispetto al primo semestre 2012. Escludendo la cessione di Galp, la flessione si riduce a -0,7%, che riflette la debolezza della domanda a causa della crisi economica e l’azione della concorrenza. Le vendite Italia hanno evidenziato una sostanziale tenuta (+1,9%) nonostante la debolezza del segmento termoelettrico.

Sicurezza delle persone > Nel primo semestre 2013 gli indici infortunistici di dipendenti e contrattisti hanno proseguito il trend in miglioramento sia rispetto al dato del primo semestre 2012 (-38,6% per i dipendenti e -46,7% per i contrattisti) sia rispetto al dato annuale. Per contenere il fenomeno infortunistico legato a fattori comportamentali, che si confermano la principale causa di infortunio, è proseguito il programma di comunicazione e formazione di Eni in tema di sicurezza denominato “eni in safety”. Continua l’attività del progetto “zero fatalities” al fine di fronteggiare in modo incisivo la problematica degli infortuni mortali.

Cessione di Snam > Il 9 maggio 2013 Eni ha collocato presso investitori istituzionali 395.253.345 azioni ordinarie di Snam SpA, pari all’11,69% del capitale sociale, per il corrispettivo di €1.458,5 milioni. Per effetto dell’operazione Eni completa la dismissione della partecipazione residuando l’8,54% di Snam a servizio del bond convertibile di €1.250 milioni con scadenza gennaio 2016.

Cessione di Galp > Il 31 maggio 2013 Eni ha collocato presso investitori istituzionali 55.452.341 azioni ordinarie di Galp Energia SGPS SA, pari a circa il 6,7% del capitale sociale, per il corrispettivo di €677,6 milioni.
Al 30 giugno 2013, la partecipazione Eni in Galp scende al 16,34%, di cui l’8% a servizio di un bond convertibile di circa €1.028 milioni con scadenza novembre 2015 e l’8,34% soggetto al diritto di prelazione/opzione esercitabile da Amorim Energia.

Sviluppi di business > Il Consorzio North Caspian Operating Company (NCOC) BV (Eni 16,81%) che opera lo sviluppo del giacimento Kashagan, è focalizzato sul completamento dell’Experimental Program. A giugno 2013 sono in linea gli impianti di trattamento onshore di Bolashak, mentre in luglio è iniziato l’avviamento degli impianti di produzione offshore. L’inizio della produzione dai pozzi è previsto nelle prossime settimane. La sicurezza resta la priorità del Consorzio durante tutto il processo per il raggiungimento dello start-up produttivo. 

Nel giugno 2013 è stato completato con Rosneft l’accordo di cooperazione strategica per la conduzione di attività esplorative nell’offshore russo del Mare di Barents (licenze di Fedynsky e Central Barents), dove sono stati avviati i rilievi sismografici, e del Mar Nero (licenza di Western Chernomorsky).

Nel giugno 2013 è stata aggiudicata a seguito di un bid internazionale l'operatorship e la partecipazione del 40% nelle licenze PL 717, PL 712 e PL 716, e la partecipazione del 30% nella licenza PL 714, situate nell’offshore norvegese del Mare di Barents.

(1) Calcolato con esclusione del contributo di Snam. Tale contributo è l’utile delle transazioni di Snam con il Gruppo Eni nel semestre 2012 incluso nelle continuing operations in base all’IFRS5. L’utile operativo adjusted e l’utile netto adjusted non sono misure di risultato previste dagli IFRS.

Principali dati economici e finanziari*
Esercizio      Primo semestre
2012   (€ milioni) 2012 2013
127.220

Ricavi della gestione caratteristica - continuing operations 

  63.203 59.276
15.071

Utile operativo - continuing operations 

  9.340 5.293
19.798

Utile operativo adjusted - continuing operations (a)

  10.458 5.660
7.790

Utile netto di Gruppo(b) 

  3.844 1.818
4.200

Utile netto - continuing operations(b)

  3.700 1.818
3.590

Utile netto - discontinued operations(b) 

  144  
7.130

Utile netto adjusted - continuing operations(a) 

  3.833 1.961
12.356

Flusso di cassa netto da attività operativa - continuing operations

  8.340 4.752
12.761

Investimenti tecnici - continuing operations

  5.647 5.931
139.878

Totale attività a fine periodo

  150.675 137.585
62.558

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi a fine periodo

  63.514 61.845
15.511

Indebitamento finanziario netto a fine periodo

  26.909 16.492
78.069

Capitale investito netto a fine periodo

  90.423 78.337
18,34

Prezzo delle azioni a fine periodo

(€) 16,78 15,78
3.622,8

Numero azioni in circolazione a fine periodo 

(milioni) 3.622,7 3.622,8

* Da continuing operations. Per effetto del piano di dismissione, i risultati di Snam sono stati rilevati come “discontinued operations” e rappresentati in conformità a tale trattamento contabile in tutte le parti della presente relazione.

(a) Per la definizione e la riconduzione degli utili netti nella configurazione  adjusted, che escludono l'utile/perdita di magazzino e gli  special item, v. il paragrafo "Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto a quelli  adjusted".

(b) Di competenza Eni.

Principali indicatori reddituali e finanziari**
Esercizio      Primo semestre
2012     2012 2013
 

Utile netto - continuing operations

     
1,16

- per azione (a)

(€) 1,02 0,50
2,98

- per ADR (a) (b)

($) 2,64 1,31
 

Utile netto adjusted - continuing operations

     
1,97

- per azione (a)

(€) 1,06 0,54
5,06

- per ADR (a) (b)

($) 2,75 1,42
10,1

Return On Average Capital Employed (ROACE) adjusted 

  n. d. 7,0
13,6

Return On Average Equity

  6,2 3,1
0,25

Leverage

  0,42 0,27
11,9

Coverage

  14,6 8,8
1,4

Current ratio

  1,2 1,4
79,8

Debt coverage

  31,3 28,8

** Per la definizione degli indicatori si rinvia al glossario.

     

(a) Interamente diluito. Calcolato come rapporto tra l'utile netto e il numero medio di azioni in circolazione nell'esercizio. L'ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.

(b) Un ADR rappresenta due azioni. 

Principali dati operativi e di sostenibilità
Esercizio      Primo semestre
2012     2012 2013
77.838

Dipendenti in servizio a fine periodo 

(numero) 73.844 81.084
12.860

di cui:  - donne

  12.559 13.283
51.194

             - all'estero

  46.814 54.509
18,9

Donne in posizioni manageriali

(%) 18,7 19,0
0,57

Indice di frequenza infortuni dipendenti 

(infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 0,62 0,38
0,45

Indice di frequenza infortuni contrattisti

  0,55 0,29
1,10

Fatality index

(infortuni mortali/ore lavorate) x 100.000.000 0,93 0,95
3.856

Oil spill operativi nell'ambiente

(barili)  668 1.123
52,49

Emissioni dirette di gas serra

(mln ton CO2  eq) 26,32 24,06
211

Costi di ricerca e sviluppo (a)

(€ milioni) 82 88
 

Exploration & Production

     
1.701

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno) 1.669 1.624
882

- Petrolio e condensati

(migliaia di barili/giorno) 861 832
127

- Gas naturale

(milioni di metri cubi/giorno) 126 123
598,7

Produzione venduta

(milioni di boe) 293,8 276,1
 

Gas & Power

     
95,32

Vendite gas mondo (b)             

(miliardi di metri cubi) 50,76 49,26
34,78

- in Italia

  18,67 19,03
60,54

- internazionali

  32,09 30,23
 

Refining & Marketing

     
30,01

Lavorazioni in conto proprio

(milioni di tonnellate) 14,27 13,76
10,87

Vendite di prodotti petroliferi rete Europa

  5,27 4,82
2.064

Erogato medio per stazione di servizio rete Europa 

(migliaia di litri) 1.079 1.003
 

Versalis

     
6.090

Produzioni

(migliaia di tonnellate) 3.114 3.025
3.953

Vendite di prodotti petrolchimici

  2.170 1.988
66,7

Tasso di utilizzo impianti

(%) 66,0 68,0
 

Ingegneria & Costruzioni

     
13.391

Ordini acquisiti

(€ milioni) 6.303 7.151
19.739

Portafoglio ordini a fine periodo

  20.323 21.704

(a) Al netto dei costi generali e amministrativi.

(b) Include le vendite di gas del settore Exploration & Production pari a 1,34 miliardi di metri cubi (1,30 e 2,73 miliardi di metri cubi nel semestre e nell'esercizio 2012, rispettivamente).