Highlights e previsioni

• Riavviata a regime la produzione dai campi di Val d’Agri e Goliat
• Riavviata, in anticipo rispetto ai programmi, anche la produzione di Kashagan attualmente pari a circa 100 mila boe/giorno. Ramp-up atteso nei prossimi mesi
• Conseguiti tutti i 6 avvii di produzione da progetti rilevanti previsti a budget. Atteso contributo da avvii/ramp-up di circa 280 mila boe/giorno per il 2016
• Produzione: 1,71 milioni di barili/giorno nel trimestre +0,4% (+0,5% nei nove mesi),  +2,2% (+1,6% nei nove mesi) se si escludono il fermo in Val d’Agri, operazioni di portafoglio e l’effetto prezzo dei contratti petroliferi
• Confermata la guidance di un livello produttivo sostanzialmente stabile rispetto al 2015, nonostante il fermo Val d’Agri
• Confermati gli obiettivi di efficienza operativa nel settore upstream con costi operativi unitari pari a 6,6 $/boe e DD&A¹ unitari pari a 10,4 $/boe nei nove mesi
• Firmato l’accordo long-term per la vendita di 3,3 milioni di tonnellate/anno di GNL prodotto da Coral South in Mozambico
• Esplorazione: perforato nella zona sud della licenza di Zohr il pozzo 5 che ha confermato i volumi di gas in posto in 850 miliardi di metri cubi. Con questa conferma e il successo della Great Nooros Area in  Egitto, le risorse esplorative scoperte nell’anno crescono a 1 miliardo di boe, più del doppio rispetto al target originario
• Ottimizzazione capex: confermata la riduzione di circa il 20% degli investimenti 2016 vs 2015 a cambi omogenei
• Confermato l’autofinanziamento dei capex allo scenario Brent di circa 50 $/barile nel 2016
• Accordi in Egitto e Algeria per lo sviluppo delle energie rinnovabili

Risultati delle continuing operations²

• Risultato operativo adjusted nove mesi: €1,03 miliardi, in flessione di -€2,82 miliardi (-73%) per effetto del peggioramento dello scenario (-€3,3 miliardi) e della fermata di Val d’Agri. I minori costi e le azioni di efficienza messe in atto per contrastare lo scenario negativo hanno portato un beneficio di €1 miliardo
• Risultato operativo adjusted terzo trimestre: €0,26 miliardi, in flessione di -€0,5 miliardi (-66%) per effetto del peggioramento dello scenario (-€0,6 miliardi) e della fermata di Val d’Agri. I minori costi e le azioni di efficienza messe in atto per contrastare lo scenario negativo hanno portato un beneficio di €0,1 miliardi
• Risultato netto adjusted: -€0,80 miliardi nei nove mesi; -€0,48 miliardi nel trimestre
• Risultato netto: -€1,39 miliardi nei nove mesi; -€0,56 miliardi nel trimestre
• Cash flow³: €4,43 miliardi nei nove mesi (-38%); €1,33 miliardi nel trimestre (-19%)
• FCF⁴ positivo nei nove mesi in tutti i business mid-downstream nonostante lo scenario sfavorevole
• Indebitamento finanziario netto a €16 miliardi; leverage a 0,32

Claudio Descalzi, Amministratore Delegato, ha commentato:
"Nel terzo trimestre abbiamo compiuto tre fondamentali passi nella messa a regime del nostro portafoglio upstream: la stabilizzazione a plateau della produzione di Goliat, il riavvio di Kashagan ed il ramp-up di Nooros, testimonianza del successo della nostra strategia esplorativa che privilegia la riduzione del time-to-market. Questi risultati, insieme al riavvio della produzione in Val d’Agri, consentiranno di rinforzare dal quarto trimestre la generazione di cassa che beneficia al contempo della riduzione dei costi di sviluppo e di estrazione. Continuano inoltre gli sforzi per la messa in produzione in tempi record di Zohr, mentre buone notizie arrivano anche da Coral, in Mozambico, per il quale abbiamo firmato il contratto di vendita del gas, altro passo fondamentale per l’avvio della fase costruttiva del progetto. Nei business mid-downstream, tutti positivi in termini di free cash flow nonostante il contesto negativo, prosegue la realizzazione dei piani di ottimizzazione mentre nel trimestre abbiamo dato avvio alla fase esecutiva del nostro nuovo piano di produzione di energia da fonti rinnovabili. Le strategie e gli obiettivi di Gruppo, comprese le cessioni, restano confermati."

Risultati adjusted

Nel terzo trimestre 2016 l’utile operativo adjusted di €0,26 miliardi ha registrato una contrazione del 66% (-€0,51 miliardi) rispetto al terzo trimestre 2015 a causa principalmente del minore risultato della E&P (-€0,28 miliardi, pari a -30%) che riflette il continuo downturn dei prezzi delle commodity energetiche (-9% il calo del riferimento Brent; -29% il prezzo di realizzo del gas) e l’impatto della fermata produttiva in Val d’Agri, riavviata a metà agosto, i cui effetti sono stati attenuati dalla crescita delle produzioni in altre aree, dai recuperi di efficienza e dalla riduzione della base costi.
In peggioramento i risultati del settore R&M e Chimica (-€0,16 miliardi, pari al 48%) per effetto di uno scenario margini di raffinazione e delle commodity meno favorevole rispetto all’anno precedente e della pressione competitiva, i cui effetti sono stati attenuati dalle iniziative di efficienza e di ottimizzazione. Il settore G&P ha ridotto del 20% la perdita operativa rispetto al terzo trimestre 2015, penalizzato dagli effetti economici del make-up gas.
La performance operativa del trimestre è stata penalizzata dallo scenario prezzi delle commodity (€0,6 miliardi) e dal fermo in Val d’Agri. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla crescita produttiva in altre aree, dai recuperi d’efficienza e dalla riduzione della base costi, soprattutto nel settore E&P, per €0,1 miliardi.

Nel terzo trimestre 2016, Eni ha registrato la perdita netta adjusted di €0,48 miliardi rispetto alla perdita di €0,13 miliardi del terzo trimestre 2015. Il peggioramento è dovuto al calo dell’utile operativo sopra descritto, alla riduzione dei proventi delle partecipazioni equity-accounted e valutate al costo (circa -€0,1 miliardi) e alla meno che proporzionale riduzione degli oneri tributari dovuta alla limitata iscrivibilità di differite attive sulla base delle prospettive di recupero.
Nei nove mesi 2016 l’utile operativo adjusted di €1,03 miliardi ha evidenziato una riduzione del 73% (-€2,8 miliardi) per effetto sostanzialmente degli stessi driver commentati nell’andamento del trimestre. Lo scenario prezzi delle commodity ha penalizzato la performance operativa dei nove mesi per €3,3 miliardi, il fermo in Val d’Agri e i fenomeni negativi non ricorrenti in G&P hanno pesato per €0,5 miliardi. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla crescita produttiva in altre aree, dai recuperi d’efficienza e dalla riduzione della base costi, soprattutto nel settore E&P, per €1 miliardo. Il risultato netto adjusted dei nove mesi 2016 è una perdita di €0,80 miliardi con una flessione di €1,90 miliardi rispetto ai nove mesi 2015.

Posizione finanziaria netta e cash flow operativo

L’indebitamento finanziario netto⁵ al 30 settembre 2016 è pari a €16,01 miliardi con una riduzione di €0,86 miliardi rispetto al 2015. Tale variazione si determina per effetto del flusso di cassa netto da attività operativa di €4,43 miliardi, del closing dell’operazione Saipem con un incasso netto di €5,2 miliardi e delle altre dismissioni per €0,6 miliardi (partecipazione in Snam per effetto dell’esercizio del diritto di conversione da parte dei bondholders e attività di distribuzione carburanti nell’Est Europa). Questi flussi positivi sono stati parzialmente compensati dai fabbisogni per investimenti tecnici dei nove mesi (€6,93 miliardi), dal pagamento dei dividendi agli azionisti Eni (€2,85 miliardi) relativi al saldo dividendo 2015 e all’acconto dividendo 2016 e da altre variazioni per attività di investimento (-€0,2 miliardi).

Rispetto al 30 giugno 2016, l’indebitamento finanziario netto evidenzia un incremento di €2,19 miliardi. Il flusso di cassa netto da attività operativa del terzo trimestre è stato di €1,33 miliardi e ha coperto parte dei fabbisogni relativi al pagamento dell’acconto dividendo 2016 (€1,41 miliardi) e agli investimenti del periodo (€2,05 miliardi).

Il leverage⁶ – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è aumentato a 0,32 al 30 settembre 2016 rispetto a 0,29 al 31 dicembre 2015 per effetto principalmente della flessione del total equity di circa €7,3 miliardi a causa della perdita d’esercizio, delle minori interessenze di terzi a seguito del deconsolidamento Saipem e della distribuzione dei dividendi agli azionisti Eni (€2,88 miliardi), i cui effetti sono stati solo parzialmente compensati dalla riduzione dell’indebitamento finanziario netto.

Sviluppi di business

• ottobre: firmato in Mozambico tra i partner dell’Area 4 (Eni East Africa, joint operation tra Eni e CNPC, Galp, Kogas e ENH) e BP l’accordo vincolante per la fornitura ventennale di circa 3,3 milioni di tonnellate/anno di GNL (equivalenti a circa 5 miliardi di metri cubi), che sarà prodotto dall’impianto galleggiante Coral South. L'accordo, ratificato dal Governo del Mozambico, rappresenta uno sviluppo fondamentale per l’ottenimento della decisione finale di investimento (FID) del progetto, cui l’accordo con BP è vincolato. In febbraio le autorità del Paese avevano approvato la prima fase dello sviluppo di Coral per la messa in produzione di 140 miliardi di metri cubi di gas.
• ottobre: riavviata la produzione del giacimento giant Kashagan grazie al completamento delle operazioni di sostituzione delle pipeline danneggiate che avevano costretto il consorzio a interrompere l’attività alla fine del 2013. La produzione è prevista conseguire il target iniziale di 180.000 barili al giorno, cui seguirà una fase di ramp-up fino al livello di 370.000 barili al giorno atteso entro fine 2017.
• settembre: nell’ambito della strategia esplorativa near-field finalizzata alla rapida messa in produzione delle risorse scoperte, è stata riavviata con successo l’attività in Tunisia. Il pozzo di scoperta Laarich Est-1 con una capacità di erogazione di circa 2 mila barili/giorno è stato già allacciato alle facility di produzione del centro di trattamento olio della concessione MLD. Le attività esplorative sono previste continuare con la perforazione di ulteriori prospect già individuati tramite prospezione geofisica tridimensionale.
• settembre: ottenuta la licenza esplorativa relativa a quattro blocchi offshore del Montenegro per una superficie complessiva di 1.228 chilometri quadrati. La licenza sarà operata da Eni con un interest del 50% in joint venture con Novatek.
• settembre: raggiunta la produzione di 20 milioni di metri cubi di gas/giorno, (corrispondenti 128 mila boe/d, 67 mila in quota Eni) nel giacimento Nooros in Egitto. Si tratta di un risultato record, conseguito a soli 13 mesi dalla scoperta e in anticipo rispetto alle previsioni, grazie al successo degli ultimi pozzi esplorativi perforati nell’area di Nooros e dalla perforazione di nuovi pozzi di sviluppo. La produzione corrente è assicurata da 7 pozzi; inoltre, con la perforazione di ulteriori pozzi di sviluppo, si prevede che il campo possa raggiungere la capacità produttiva massima di circa 160.000 boe/giorno nel primo trimestre 2017. Nooros è un importante successo della strategia esplorativa near-field di Eni, finalizzata all’incremento della base riserve in prossimità di infrastrutture esistenti. Inoltre, grazie al contesto maturo e alla natura convenzionale del progetto, la produzione presenta costi tra i più bassi del portafoglio di Eni.
• settembre: rivisto al rialzo il potenziale del campo Baltim South West nell’offshore convenzionale dell’Egitto, che è ora stimato contenere oltre 28 miliardi di metri cubi di gas in posto. La revisione avviene a seguito dei risultati della perforazione di un pozzo di delineazione, che ha fatto seguito al pozzo di scoperta Baltim South West 1X. Il giacimento è situato in prossimità del campo in produzione di Nooros e va ad incrementare il significativo potenziale a gas della cosiddetta “Great Nooros Area” che viene ora stimato a 86 miliardi di metri cubi di gas in posto. Di questi, circa 58 appartengono al giacimento di Nooros, mentre il rimanente alla nuova scoperta, indipendente, di Baltim South West.
• settembre: perforato con successo il pozzo di appraisal Zohr 5x, situato 12 chilometri a sud ovest del pozzo di scoperta a una profondità d’acqua di 1.538 metri. Il pozzo ha confermato il potenziale complessivo del giacimento a 850 miliardi di metri cubi di gas in posto, erogando in fase di test oltre 1,5 milioni di metri cubi/giorno, limite imposto dalla infrastrutture di superficie Le attività di perforazione proseguiranno nel 2016 con la perforazione di un sesto pozzo in vista dello start up accelerato della produzione.
• nei nove mesi acquisiti nuovi titoli esplorativi per complessivi 7.400 chilometri quadrati netti, principalmente in Ghana, Irlanda, Norvegia, Regno Unito e Montenegro.

Energie rinnovabili e climate change

Nell’ambito della strategia Eni finalizzata a far evolvere il modello di business della Company verso uno scenario low carbon, nel mese di settembre, è stato firmato in Algeria un accordo per la realizzazione di un impianto fotovoltaico della potenza di 10 MW nel campo di Bir Rebaa North (BRN), cooperato da Eni e Sonatrach. Un accordo simile è stato definito con le autorità egiziane relativo alla costruzione di una centrale fotovoltaica da 50 MW nel Sinai. L’iniziativa sarà implementata da Petrobel, la joint venture paritaria tra Eni e la società statale Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC). Tali progetti sono frutto dell’integrazione tra business tradizionale e produzione di energia da fonti rinnovabili. E’ prevista la realizzazione di unità per la generazione elettrica a emissioni zero localizzate presso le aree industriali dell’Eni beneficiando delle sinergie logistiche, contrattuali e commerciali ottenibili dalle attività tradizionali upstream.

Evoluzione prevedibile della gestione

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

• produzione di idrocarburi: previsto un livello produttivo sostanzialmente stabile rispetto al 2015 grazie ai ramp-up e agli avvii di nuovi giacimenti in Egitto, Norvegia, Angola, Venezuela, Congo e USA. Tali incrementi saranno in grado di assorbire l’interruzione della produzione in Val d’Agri di circa quattro mesi, le minori produzioni indotte dai fattori geopolitici ed i declini di giacimenti maturi; 
•  vendite di gas: in un contesto di perdurante eccesso di offerta e pressione competitiva, le vendite di gas sono previste in linea con la 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 grazie allo sviluppo di offerte commerciali innovative, ai servizi integrati e all’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 flessione a causa del maggiore impatto delle fermate manutentive programmate a Livorno e Milazzo e della minore disponibilità di greggio della Val d’Agri per la raffineria di Taranto;
•  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 di mantenere i volumi e la quota di mercato rete in Italia, facendo leva sulla differenziazione dell’offerta, l’innovazione di prodotti e dei servizi e l’efficienza nella logistica. In Europa al netto delle dismissioni delle reti nell’Est Europa, volumi stabili;
•  scenario prodotti chimici: scenario moderatamente positivo con margini del polietilene previsti in media su valori superiori rispetto al 2015, nonostante l’inversione del trend a partire dal mese di giugno per maggiore competizione. Stabile la marginalità del cracker nonostante l’indebolimento della seconda metà dell’anno; in calo i margini del business stirenici. Rimane debole, ma in miglioramento rispetto al 2015, il business elastomeri. Volumi di vendita sostanzialmente stabili.

Nel 2016, in risposta al trend ribassista del prezzo del petrolio, il management ha pianificato iniziative di riconfigurazione e riprogrammazione dei progetti d’investimento, di selezione dei temi esplorativi e di rinegoziazione dei contratti per la fornitura di beni d’investimento. La conseguente riduzione attesa dello spending a parità di cambio vs. 2015 è pari a circa il 20%. Escludendo il progetto di Zohr, la riduzione della spesa sarebbe pari al 30%. Il leverage, in assenza di incassi da dismissioni entro fine anno, è previsto attestarsi su livelli di poco superiori a 0,30.

Il presente comunicato stampa sui risultati consolidati dell’Eni relativi al terzo 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 terzo e al secondo trimestre 2016 e ai nove mesi 2016, al terzo trimestre e ai nove mesi 2015. I flussi di cassa sono presentati con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 2016, al 30 giugno 2016 e al 31 dicembre 2015.

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 terzo trimestre 2016 sono gli stessi adottati nella redazione della Relazione finanziaria semestrale consolidata 2016 alla quale si rinvia. 

Continuing e Discontinued operations nell’informativa finanziaria Eni 2016

Il business chimico dell’Eni, che fa capo alla controllata al 100% Versalis, è stato riclassificato nell’ambito delle continuing operations con efficacia retroattiva all’1/1/2016 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 e della conseguente revoca del trattamento contabile come attività in discontinued operations regolata dallo IFRS 5. Tale designazione era stata operata nel bilancio 2015. Conseguentemente il management ha ripristinato il 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. 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. Maggiori informazioni relative ai criteri di determinazione del valore d’uso della Versalis nei conti consolidati Eni 2016 sono fornite nella Relazione Finanziaria Semestrale (v. sezione criteri di redazione nelle note al bilancio consolidato semestrale abbreviato).

I risultati della Versalis sono stati aggregati con quelli di R&M nel reportable segment “R&M e Chimica” poiché questi due segmenti operativi evidenziano ritorni economici simili.

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 dei nove mesi 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 sono 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 idrocarburi, i relativi costi esplorativi capitalizzati come unproved asset sono riclassificati come “proved” asset.

Sono 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. Maggiori informazioni sull’accounting SEM sono fornite nella sezione criteri di redazione nelle note al bilancio consolidato semestrale abbreviato.

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.

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 alternative di performance (Non-GAAP measure)” 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.

¹ Ammortamenti.
² Nel presente comunicato stampa, ai fini di un confronto omogeneo, i risultati adjusted delle continuing operations dei comparative periods 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. I risultati adjusted e quelli su base standalone sono misure di risultato Non-GAAP illustrate a pag.21.
³ Flusso di cassa netto da attività operativa.
⁴ "Free cash flow" flusso di cassa netto da attività operativa dedotti gli investimenti e compreso il flusso di cassa dei disinvestimenti.
⁵ Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 29.
⁶ 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. 21 e seguenti del presente comunicato stampa.

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