Eni annuncia i risultati del primo trimestre 2011

Roma, 27 aprile 2011 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato oggi i risultati consolidati del primo trimestre del 2011¹ (non sottoposti a revisione contabile).

Highlight finanziari

• Utile operativo adjusted : € 5,13 miliardi (+18,4%)
• Utile netto adjusted : € 2,22 miliardi (+21,6%)
• Utile netto: € 2,55 miliardi (+14,6%)
• Cash flow : € 4,19 miliardi

Highlight operativi

• Produzione di idrocarburi: -8,6% rispetto al primo trimestre 2010 a causa della sospensione delle attività in Libia
• In ripresa le vendite di gas: +6% rispetto al primo trimestre 2010
• Acquisite due importanti licenze esplorative e di sviluppo in Ucraina
• Successi esplorativi con l' appraisal Perla 4 e scoperte offshore in Ghana, nel Mare di Barents e nel Mare del Nord britannico

Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Nel primo trimestre, segnato dagli eventi libici, Eni ha conseguito risultati eccellenti sostenuti dallo scenario petrolifero. Nonostante le incertezze sui tempi di ripresa delle nostre attività in Libia, le prospettive di redditività e di crescita di Eni rimangono positive grazie alla solidità patrimoniale, alla qualità del portafoglio di asset e dei progetti di sviluppo."

(1) Il presente comunicato stampa costituisce il resoconto intermedio sulla gestione previsto dall'art. 154-ter del Testo Unico della Finanza.

(a) Per la definizione e la riconduzione degli utili 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" a pag. 20.
(b) Utile di competenza Eni.
(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
L'utile operativo adjusted del primo trimestre 2011 è stato di €5,13 miliardi con un aumento del 18,4% rispetto al primo trimestre 2010 per effetto della crescita del settore Exploration & Production (+32,1%) trainata dal prezzo del petrolio. Il settore Ingegneria & Costruzioni ha ottenuto una robusta performance; il settore Petrolchimica ha quasi annullato le perdite operative. Questi effetti positivi sono stati parzialmente attenuati dalla flessione registrata dai settori Refining & Marketing a causa dell'elevato costo della carica petrolifera non trasferito nei prezzi dei prodotti, e Gas & Power penalizzato dalla flessione dei margini di commercializzazione del gas.

Utile netto adjusted
L'utile netto adjusted di €2,22 miliardi è aumentato del 21,6% per effetto del miglioramento della performance operativa e della diminuzione del tax rate adjusted (dal 53% al 50,5%).

Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici di €2,87 miliardi hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, l'upgrading della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem e delle infrastrutture di trasporto del gas.

Cash flow
Il flusso di cassa netto da attività operativa di €4,19 miliardi ha consentito di coprire i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €2,87 miliardi e di ridurre l'indebitamento finanziario netto² di €1,17 miliardi rispetto a fine 2010 a €24,95 miliardi. Il flusso di cassa è stato penalizzato dalla differenza negativa di €347 milioni data dal factoring del quarto trimestre 2010 di crediti commerciali con scadenza successiva al 31 dicembre 2010 (€1.279 milioni) e il factoring del trimestre corrente di crediti commerciali con scadenza successiva al 31 marzo 2011 (€932 milioni).

Indici di performance finanziaria
Il ROACE ³ calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 31 marzo 2011 è dell'11,4%. Il leverage³ – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è diminuito dallo 0,47 al 31 dicembre 2010 allo 0,44 al 31 marzo 2011 per effetto dell'utile di periodo e della flessione dell'indebitamento, nonostante l'apprezzamento dell'euro rispetto al dollaro ai cambi puntuali di fine periodo (+6,4%) ha determinato un minore patrimonio netto consolidato di €1,9 miliardi.

(2)  Informazioni sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 27.
(3)  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. 28 e pag. 27, rispettivamente.

(a) Il valore della produzione di idrocarburi del I trimestre 2010 è stato espresso in base al coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale in 1mc = 0,00636.

Exploration & Production
Nel primo trimestre 2011 la produzione di idrocarburi è stata di 1,684 milioni di boe/giorno evidenziando una flessione dell'8,6% rispetto al primo trimestre 2010 (-158 mila boe/giorno). L'entità del calo è spiegata dall'interruzione a partire dal 22 febbraio 2011 della maggior parte delle attività operative Eni in Libia e dalla chiusura del gasdotto di esportazione GreenStream a causa della situazione di instabilità politica e di conflitto nel Paese. Dal mese di aprile la produzione Eni in Libia è di circa 50-55 mila boe/giorno interamente destinati alla produzione locale di energia elettrica. La performance del trimestre è stata penalizzata anche dai minori entitlement nei contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e altri schemi similari per effetto della crescita delle quotazioni del petrolio con un impatto negativo stimato in circa -32 mila barili/giorno nel confronto con il 2010 oltre che dalla citata forza maggiore in Libia -129 mila barili/giorno. Questi effetti negativi sono stati controbilanciati dalla crescita registrata principalmente in Egitto, Iraq ed Italia.

Gas & Power
Le vendite di gas mondo hanno registrato un recupero del 6% rispetto al primo trimestre 2010 a 32,33 miliardi di metri cubi. Il mercato Italia con un incremento del 10,2% ha beneficiato della riconquista di clienti nei segmenti industriale, termoelettrico e grossista, nonché di maggiori ritiri. In Europa le vendite Eni sono cresciute in tutti i principali mercati (in media +14,2%), ad eccezione del Belgio penalizzato dall'azione della concorrenza. Le migliori performance sono state ottenute in Turchia, Francia, Penisola Iberica e Germania/Austria. In flessione le vendite agli shipper (-42,5%) a causa della minore disponibilità di gas libico e di minori ritiri.

Refining & Marketing
Il margine Europeo medio di raffinazione Brent è diminuito del 27,5% rispetto al primo trimestre 2010 (-0,66 dollari/barile) a causa dell'elevato costo della carica trasferito solo parzialmente nei prezzi dei prodotti penalizzati dai deboli fondamentali del settore (domanda stagnante, eccesso di capacità). I margini Eni hanno evidenziato una migliore tenuta rispetto al benchmark di mercato per effetto del recupero di redditività delle lavorazioni complesse che hanno beneficiato della riapertura del differenziale tra greggi leggeri e pesanti, anche per effetto della riduzione dell'offerta di greggi libici nell'area del Mediterraneo, nonché dell'incremento del premio della benzina e del gasolio sull'olio combustibile. Le azioni di ottimizzazione e integrazione poste in essere hanno contribuito a migliorare il margine Eni.

Cambio euro/dollaro USA
Nel periodo il cambio euro/dollaro è rimasto sostanzialmente invariato (-1,2%) influenzando marginalmente i risultati del trimestre.

Sviluppi di portafoglio

Ucraina
Nell'aprile 2011 Eni e la società Cadogan Petroleum plc hanno definito i termini per l'acquisizione da parte Eni di un'interessenza in due licenze di esplorazione e sviluppo in aree comprese nel bacino Dniepr-Donetz, in Ucraina. L'acquisizione si inquadra nell'ambito della promozione di iniziative comuni nell'esplorazione e produzione di idrocarburi nel Paese, sancita dal Memorandum d'Intesa con il Ministro ucraino dell'Ecologia e delle Risorse Naturali.

Alaska
Nel febbraio 2011 è stata avviata la produzione del giacimento Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%), nell'offshore dell'Alaska, nell'area del North Slope, che contiene risorse di 220 milioni di barili. Il picco produttivo è stimato in 28 mila barili/giorno.

Cina
Nel gennaio 2011 Eni e PetroChina hanno firmato un Memorandum of Understanding per promuovere iniziative congiunte nello sviluppo degli idrocarburi convenzionali e non convenzionali in Cina e all'estero. L'accordo prevede l'applicazione di tecnologie avanzate nell'ambito dello sfruttamento di risorse non convenzionali.

Angola
Nel gennaio 2011 Eni si è aggiudicata il diritto per l'esplorazione e il ruolo di operatore del Blocco 35 nell'offshore profondo angolano, con una quota del 30%. Il contratto prevede la perforazione di 2 pozzi e la realizzazione di rilievi sismici tridimensionali da effettuarsi nei primi 5 anni di attività esplorativa. L'operazione è soggetta ad approvazione da parte delle competenti autorità.

Attività esplorativa
Nel primo trimestre i principali successi esplorativi sono stati ottenuti:
(i) con il pozzo di appraisal Sankofa-2 nella licenza offshore di Cape Three Points (Eni operatore con il 47,22%), in Ghana;
(ii) con la scoperta a olio e gas naturale di Skrugard nella licenza PL532 (Eni 30%), nel mare di Barents norvegese;
(iii) con il pozzo di appraisal Perla 4 dell'omonima scoperta nel blocco offshore Cardon IV (Eni 50% operatore), in Venezuela;
(iv) con l'appraisal della scoperta a gas e condensati di Culzean (Eni 16,95%), nel Regno Unito.

Evoluzione prevedibile della gestione
Sebbene in un quadro di progressivo rafforzamento dell'attività economica globale, l'outlook 2011 si presenta ancora caratterizzato da incertezza e volatilità anche per effetto della crisi libica ancora in corso. Le quotazioni del petrolio sono attese in un trend solido sostenuto da una certa ripresa della domanda; per le finalità di proiezione economico-finanziaria di breve termine Eni assume un prezzo medio annuo del marker Brent di 101 dollari/barile. È prevista proseguire l'attuale fase depressa del mercato europeo del gas dove la contenuta dinamica della domanda non è in grado di assorbire l'eccesso di offerta esistente. I margini di raffinazione sono attesi permanere su livelli non remunerativi a causa dei fattori di debolezza strutturale dell'industria e dell'elevato costo della carica. Le previsioni del management sull'andamento nel 2011 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività sono le seguenti:
- Produzione di idrocarburi: la produzione 2011 allo scenario di prezzo di 101 dollari/barile è prevista in flessione rispetto al 2010 (1,815 milioni di boe/giorno nel 2010 a 80 dollari/barile) a causa della perdita di volumi connessa alla temporanea interruzione della maggior parte delle attività Eni in Libia. I minori volumi dovuti all'effetto prezzo nei PSA saranno recuperati dalla migliore performance. L'entità della flessione dipenderà dal protrarsi nel tempo della crisi libica al momento non prevedibile: dal mese di aprile la produzione di idrocarburi si è ridotta dal livello atteso di circa 280 mila barili/giorno a circa 50-55 mila barili/giorno che corrisponde alla perdita media ad anno intero di circa 600 barili per ogni giorno in cui la produzione libica rimane al livello corrente. Il management prosegue le azioni pianificate per incrementare i livelli produttivi negli altri Paesi di attività: nel 2011 è prevista l'entrata a regime dei campi avviati nel 2010, proseguirà l'incremento della portata produttiva del campo di Zubair in Iraq, sono previsti start-up in Australia, Algeria e Stati Uniti, e attività di ottimizzazione della produzione in particolare in Nigeria, Egitto, Angola e Regno Unito;
- Vendite di gas mondo: le vendite 2011 sono previste in crescita rispetto al 2010 (97,06 miliardi di metri cubi nel 2010), nonostante l'attesa flessione delle vendite agli shipper per effetto della crisi libica. Sono previsti volumi in crescita in Italia dovuti alla riconquista di clienti nei segmenti termoelettrico, industriale e grossisti, e nei mercati europei target. In uno scenario di forte pressione competitiva, il conseguimento degli obiettivi di vendita farà leva sul rafforzamento della leadership nel mercato europeo, azioni di marketing volte a consolidare la base clienti in Italia nonché le rinegoziazioni dei contratti di fornitura di lungo termine. Sul piano finanziario, le minori vendite di gas agli shipper per effetto della crisi libica saranno bilanciate dai minori anticipi di cassa ai fornitori di gas per l'attivazione della clausola di take-or-pay, tenuto conto che Eni è in grado di far fronte alla minore disponibilità di gas libico tramite altre fonti di approvvigionamento;
- Business regolati: la performance dei Business regolati Italia beneficerà della redditività garantita dai nuovi investimenti e della prosecuzione del programma di efficienza;
- Lavorazioni in conto proprio: i volumi lavorati sono previsti in lieve flessione rispetto al 2010 (34,8 milioni di tonnellate nel 2010) principalmente sulla raffineria di Venezia maggiormente impattata dalle difficoltà di approvvigionamento dei greggi libici. Tuttavia sono previsti incrementi delle lavorazioni presso le raffinerie più competitive ed azioni di ottimizzazione dei flussi di interscambio tra impianti e di recupero di efficienza per far fronte alla volatilità dello scenario;
- Vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d'Europa: sono previste sostanzialmente in linea con il 2010 (11,73 milioni di tonnellate nel 2010) in un quadro di consumi attesi in ulteriore flessione, attraverso azioni mirate di pricing e iniziative promozionali, unitamente all'aumento dei punti vendita, allo sviluppo del "non-oil" e all'incremento della qualità del servizio;
- Ingegneria & Costruzioni: conferma la solidità reddituale grazie alla crescita del fatturato e alla consistenza del portafoglio ordini.

Nel 2011 sono previsti investimenti tecnici sostanzialmente in linea con il 2010 (€13,87 miliardi nel 2010) e riguarderanno principalmente lo sviluppo dei giacimenti giant e le aree dove sono programmati importanti avvii della Divisione Exploration & Production, interventi di upgrading delle raffinerie relativi in particolare alla realizzazione del progetto EST, il completamento del programma di rinnovo della flotta di mezzi navali di costruzione e perforazione, nonché il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale. Il leverage previsto alla fine dell'esercizio è atteso in riduzione rispetto al livello 2010 sulla base dello scenario di prezzo del Brent a 101 dollari/barile e delle dismissioni programmate.
Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2011, non sottoposti a revisione contabile, costituisce il resoconto intermedio sulla gestione previsto dall'art. 154-ter del Testo Unico della Finanza (TUF). Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al primo trimestre 2011 e al primo e al quarto trimestre 2010. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 marzo 2011 e al 31 dicembre 2010. La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella relazione intermedia sulla gestione della Relazione finanziaria semestrale consolidata e della relazione sulla gestione della Relazione finanziaria annuale. Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie sono state redatte conformemente ai criteri di rilevazione e valutazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS), emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002.
I criteri di rilevazione e valutazione adottati per la preparazione della situazione contabile del primo trimestre 2011 sono quelli adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2010, per la cui descrizione si fa rinvio.
Apposite note esplicative illustrano contenuto e significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b.

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Alessandro Bernini, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154-bis del TUF che l'informativa contabile contenuta nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

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 primo trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.