Eni: risultati del primo trimestre 2014
Roma, 29 aprile 2014 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del primo trimestre 20141 (non
sottoposti a revisione contabile).
Highlight finanziari
•Utile operativo adjusted: €3,49 miliardi, -6,8% rispetto al primo trimestre 2013;
•Utile netto adjusted: €1,19 miliardi, -14,3% rispetto al primo trimestre 2013;
•Utile netto: €1,30 miliardi, -15,6% rispetto al primo trimestre 2013;
•Cash flow2: €2,15 miliardi;
• Leverage a 0,22, rispetto allo 0,25 del 31 dicembre 2013.
Highlight operativi
•Produzione d’idrocarburi: 1,583 milioni di boe/giorno in crescita (+0,6%) su base omogenea3;
•Rinegoziato il contratto long-term di fornitura del gas norvegese;
•Incassati €2,2 miliardi al closing dell’operazione Artic Russia;
•Ceduto il 7% di Galp Energia per il controvalore di €0,7 miliardi4;
•Buy-back: al 31 marzo acquistate 8,85 milioni di azioni al costo di €0,15 miliardi;
•Scoperte risorse esplorative di 200 milioni di boe.
Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
“Nel primo trimestre 2014 Eni ha ottenuto risultati solidi in un mercato ancora difficile, grazie al buon andamento di E&P e ai
progressi compiuti nei business mid e downstream, in particolare con la rinegoziazione del contratto di fornitura del gas con Statoil.
L’outlook per il 2014 è in linea con quanto previsto, beneficiando del ramp-up dei nuovi progetti e delle azioni di ristrutturazione in
G&P, R&M e Chimica in un contesto di perdurante volatilità in Libia e di debolezza della domanda europea.”
(1) Il presente comunicato stampa costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall’art.154-ter del Testo Unico della Finanza.
(2) Flusso di cassa netto da attività operativa.
(3) Escluso effetto del disinvestimento di Artic Russia.
(4) Incasso avvenuto in aprile.
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Highlight finanziari
IV trim.
2013
3.507
1.301
0,36
0,98
(647)
(0,18)
(0,49)
RISULTATI ECONOMICI (a)
Utile operativo adjusted (b)
Utile netto adjusted
- per azione (€) (c)
- per ADR ($) (c) (d)
Utile netto
- per azione (€) (c)
- per ADR ($) (c) (d)
(€ milioni)
I trim.
2013
2014
3.746
3.491
1.385
1.187
0,38
0,33
1,00
0,90
1.543
1.303
0,43
0,36
1,14
0,99
Var. %
(6,8)
(14,3)
(13,2)
(10,0)
(15,6)
(16,3)
(13,2)
(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”.
(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 primo trimestre 2014 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted di €3,49 miliardi con una riduzione del 6,8% rispetto al
primo trimestre 2013, dovuta alle Divisioni Exploration & Production (-13,7%), a causa della flessione del prezzo del petrolio
(-3,9% per il riferimento Brent) e dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+3,7%), e Refining & Marketing (-66,4%)
penalizzata dal continuo deterioramento dello scenario di raffinazione e della domanda di carburanti. Anche il settore
Ingegneria & Costruzioni ha registrato un calo di utile operativo (-37,3%) per effetto dei minori margini delle commesse in fase
di completamento.
Questi andamenti negativi sono stati parzialmente compensati dal significativo miglioramento ottenuto dalla Divisione Gas &
Power (da una perdita operativa di €211 milioni nel primo trimestre 2013 a un utile operativo di €241 milioni nel trimestre 2014)
grazie ai benefici della rinegoziazione del contratto di approvvigionamento long-term del gas norvegese con effetti economici
retroattivi al precedente anno termico, in un contesto di contrazione della domanda e di forte pressione competitiva.
Utile netto adjusted
L’utile netto adjusted di €1,19 miliardi, in riduzione del 14,3%, riflette la minore performance operativa e l’incremento di 3
punti percentuali del tax rate adjusted consolidato, determinato dal settore Exploration & Production a causa della maggiore
incidenza sull'utile ante imposte dei paesi a più elevata fiscalità.
Investimenti tecnici
Gli investimenti tecnici di €2,54 miliardi hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi e i progetti di
ricerca esplorativa.
Struttura patrimoniale e cash flow
L’indebitamento finanziario netto5 al 31 marzo 2014 è pari a €13,8 miliardi con una riduzione di €1,16 miliardi rispetto a fine
2013 che riflette il flusso di cassa netto dell’attività operativa di €2,15 miliardi, su cui ha inciso un minore volume di crediti
commerciali ceduti in factoring con scadenza successiva alla chiusura del periodo contabile rispetto a quanto fatto a fine 2013
(-€750 milioni), e gli incassi da dismissione di €2,18 miliardi relativi principalmente alla partecipazione in Artic Russia. Questi
flussi sono stati parzialmente assorbiti dagli investimenti del trimestre.
Il leverage6 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è migliorato
a 0,22 al 31 marzo 2014 rispetto a 0,25 al 31 dicembre 2013.
(5) Informazioni sulla composizione dell’indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 25.
(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. 25.
-2-
Highlight operativi e di scenario
IV trim.
2013
1.577
816
118
25,56
8,75
2,33
PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI
Produzione di idrocarburi
- Petrolio
- Gas naturale
Vendite gas mondo
Vendite di energia elettrica
Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa
(migliaia di boe/giorno)
(migliaia di barili/giorno)
(milioni di metri cubi/giorno)
(miliardi di metri cubi)
(terawattora)
(milioni di tonnellate)
I trim.
2013
2014
1.600
1.583
818
822
121
118
30,17
26,76
9,16
8,25
2,33
2,16
Var. %
(1,1)
0,5
(2,5)
(11,3)
(9,9)
(7,3)
Exploration & Production
Nel primo trimestre 2014 la produzione di idrocarburi è stata di 1,583 milioni di boe/giorno. Il confronto con il primo trimestre
2013 su base omogenea, con esclusione dell’effetto del disinvestimento degli asset in Siberia (26 mila boe/giorno), evidenzia
un incremento dello 0,6% che beneficia dell’entrata a regime di giacimenti nel Regno Unito e Algeria, che hanno più che
compensato le riduzioni dovute al perdurare delle condizioni di instabilità politica in Libia e i declini delle produzioni mature.
Gas & Power
Nel primo trimestre 2014 le vendite di gas naturale sono state di 26,76 miliardi di metri cubi con una flessione di 3,41 miliardi di
metri cubi rispetto al primo trimestre 2013 (-11,3%) in un quadro di perdurante debolezza della domanda, pressione competitiva
ed eccesso di offerta, ai quali si è aggiunto l'effetto climatico. Le vendite Italia (11,18 miliardi di metri cubi) sono diminuite del
10,8% in quasi tutti i segmenti. Le vendite nei mercati europei (12,13 miliardi di metri cubi) evidenziano un calo del 12,9%
principalmente in Germania/Austria, Benelux e Francia.
Refining & Marketing
Nel primo trimestre 2014 i margini di raffinazione nell’area del Mediterraneo sono rimasti su valori depressi (in media 2,07 $/barile,
-51,9% per il riferimento Brent/Ural rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente) a causa della debolezza strutturale
dell’industria, penalizzata da eccesso di capacità, calo della domanda di carburanti e crescente pressione competitiva da flussi
di prodotto importato da Russia, Medio Oriente e USA. Inoltre, i risultati della raffinazione Eni scontano l’andamento negativo
dei differenziali tra il marker di riferimento Brent e i greggi approvvigionati a causa della riduzione dell’offerta di greggi pesanti
nell’area del Mediterraneo. Le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia sono state di 1,45 milioni di tonnellate,
evidenziando una contrazione del 12,1% per effetto del calo dei consumi nazionali e della forte pressione competitiva. La
quota di mercato è pari al 26,2% nel primo trimestre 2014, in calo di 2,9 punti percentuali rispetto allo stesso periodo dell’anno
precedente (29,1%). Le vendite rete nel resto d’Europa del primo trimestre 2014 sono in lieve crescita grazie ai maggiori volumi
commercializzati in particolare in Germania, Austria e Ungheria (+4,4% a 0,71 milioni di tonnellate).
Sviluppi di business
Rinegoziazione contratti gas
Il 31 marzo 2014 Eni e Statoil hanno definito l’accordo finale di revisione del contratto di fornitura di gas a lungo termine in essere
tra le due società. Le revisioni riflettono le mutate condizioni del mercato del gas e hanno un effetto economico retroattivo al
precedente anno termico. L’intesa, che fa seguito all’accordo quadro firmato lo scorso 27 febbraio, implica la cessazione dei
procedimenti arbitrali precedentemente avviati da Eni.
Cessione Galp SGPS SA
Il 28 marzo 2014 Eni ha collocato presso investitori istituzionali circa il 7% del capitale sociale di Galp Energia SGPS SA, al prezzo
di €12,10 per azione, per un corrispettivo pari a circa €702,4 milioni, incassati nell'aprile 2014. Per effetto di tale transazione
la partecipazione residua di Eni in Galp è pari a circa il 9% del capitale sociale, di cui l’8% a servizio del prestito obbligazionario
convertibile di €1.028 milioni con scadenza 30 novembre 2015.
Versalis
Nell’ambito della strategia di sviluppo di nuove iniziative volte a ridurre l’esposizione ai business commodity e a diversificare
nella chimica verde, Versalis ha avviato un programma di rilancio del sito di Porto Marghera con investimenti previsti di €200
milioni per l’ottimizzazione dell’impianto di cracking, il riassetto utilities, con il conseguimento di significativi saving energetici,
e lo sviluppo di un innovativo progetto di chimica verde in partnership con la società americana Elevance Renewable Science
Inc. Il progetto verde prevede lo sviluppo e l’industrializzazione, con impianti world-scale primi nel loro genere, di una nuova
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tecnologia per la produzione di bio-intermedi chimici da oli vegetali destinati a settori applicativi a elevato valore aggiunto quali
detergenti, bio-lubrificanti e prodotti chimici per l’industria petrolifera. Il progetto beneficerà delle infrastrutture presenti nel
sito e dell’integrazione con gli stream produttivi di Versalis.
Acquisizione di Acam Clienti
È stato acquisito il 100% della società Acam Clienti SpA, della quale Eni possedeva il 49%, rilevando da soci terzi il pacchetto
azionario del 51%. Acam Clienti SpA opera principalmente nella provincia di La Spezia con un portafoglio clienti di circa 98.000
unità residenziali gas e circa 12.000 luce (piccole e medie imprese). L’operazione conferma l’impegno di Eni nel mercato della
vendita retail di gas e luce, attività in cui vanta una consolidata esperienza di mercato.
Accordo di cooperazione con il CNR
Eni ha rinnovato con il Consiglio Nazionale delle Ricerche (CNR) l’Accordo Quadro di collaborazione per la ricerca su temi strategici
per il sistema energetico italiano ed europeo e la conservazione dell’ambiente. Le linee di ricerca individuate riguarderanno la
sperimentazione di nuove tecniche per la caratterizzazione dei giacimenti di idrocarburi, il monitoraggio ambientale finalizzato
alla sostenibilità della produzione di petrolio e gas, soluzioni eco-sostenibili per la mobilità e la salvaguardia ambientale, la
sperimentazione di celle solari avanzate.
Evoluzione prevedibile della gestione
L’outlook 2014 è caratterizzato da un moderato rafforzamento della ripresa economica globale sulla quale tuttavia pesano le
incertezze dovute alla debole crescita in Europa e ai rischi delle economie emergenti. Il prezzo del petrolio è previsto rimanere
su valori sostenuti per effetto dei rischi geopolitici e dei conseguenti problemi produttivi in alcuni importanti Paesi, in un quadro
di bilanciamento della domanda e dell’offerta di greggio. Lo scenario competitivo rimarrà sfidante a causa del perdurare dei
deboli fondamentali nelle industrie europee del gas, della raffinazione e della chimica. In questi settori il management non
prevede alcun apprezzabile recupero della domanda, mentre la concorrenza e l’eccesso di offerta/capacità eserciteranno una
forte pressione sui margini. Sulla base di tale outlook, il management conferma le strategie mirate al progressivo riequilibrio
economico e finanziario nei settori G&P, R&M e nella Chimica grazie al contenimento dei costi, la rinegoziazione dei contratti
gas di lungo termine, le ristrutturazioni/riconversioni di capacità e l’innovazione commerciale e di prodotto.
Di seguito le previsioni del management sulle principali metriche dei business Eni:
- produzione di idrocarburi: è prevista sostanzialmente in linea rispetto al 2013 al netto dell’effetto della cessione dell’interest
Eni nella joint venture Artic Russia;
- vendite di gas: sono previste in leggera flessione rispetto al 2013 anche a causa del clima mite registrato nel trimestre. Il
management intende puntare sull’innovazione commerciale sia nel segmento grandi clienti sia in quello retail per contrastare
la pressione competitiva considerato il perdurare dell’eccesso di offerta, in particolare in Italia;
- lavorazioni in conto proprio: sono previste in riduzione rispetto al 2013 per effetto dei minori volumi a seguito della riduzione
di capacità, in parte compensati dall'entrata a regime dell’unità a tecnologia Eni Slurry (EST) presso il sito di Sannazzaro;
- vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in flessione rispetto al 2013 a causa dell’attesa
contrazione della domanda in Italia, della pressione competitiva e degli effetti delle azioni di riorganizzazione della rete in
Italia ed Europa;
- Ingegneria & Costruzioni: il 2014 sarà un anno di transizione con un ritorno alla profittabilità la cui entità dipenderà oltre che
dalla velocità di acquisizione dalle gare in corso, anche dall’efficace gestione operativa e commerciale dei contratti a bassa
marginalità ancora presenti in portafoglio.
Nel 2014 il management prevede un livello di spending per gli investimenti sostanzialmente in linea rispetto al 2013 (€12,80
miliardi l’ammontare degli investimenti tecnici e €0,32 miliardi quello di investimenti finanziari del consuntivo 2013). Il leverage
a fine 2014, assumendo un prezzo del Brent medio annuo di 106 $/barile e un cambio medio euro/dollaro di 1,33, è previsto
sostanzialmente in linea con il livello di fine 2013 per effetto della gestione industriale e di portafoglio.
-4-
Il presente comunicato stampa relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2014, non sottoposti a revisione contabile, costituisce il
resoconto intermedio di gestione previsto dall’art. 154-ter del Testo Unico della Finanza (TUF). Le informazioni economiche sono fornite con
riferimento al primo trimestre 2014 e al primo e al quarto trimestre 2013. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento
agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 marzo 2014 e al 31 dicembre 2013. 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 31 marzo 2014 differiscono da quelli adottati
nella redazione della Relazione finanziaria annuale consolidata 2013 come di seguito spiegato.
Con efficacia 1° gennaio 2014, Eni ha adottato, tra l’altro, le disposizioni dei principi contabili internazionali IFRS 10 “Bilancio Consolidato”
e IFRS 11 “Accordi a controllo congiunto”, emanati dallo IASB nel 2011 e omologati dalla Commissione Europea l’11 dicembre 2012 con
regolamento n. 1254/2012. In coerenza con le disposizioni transitorie, Eni ha proceduto alla riesposizione dei dati comparativi pubblicati
nel presente comunicato stampa. Per la descrizione di tali principi si fa rinvio alle note illustrative della relazione finanziaria annuale 2013
depositata presso le autorità di mercato e di borsa italiana il 10 aprile 2014. I principi suddetti sono stati adottati nella redazione dell’Annual
Report on Form 20-F 2013 depositato presso la US SEC il 10 aprile 2014 .
L’impatto più significativo dei nuovi principi sui conti consolidati di Eni è rappresentato dal fatto che alcune entità controllate congiuntamente da
Eni, in precedenza valutate con il metodo del patrimonio netto, rientrano nella definizione di accordo a controllo congiunto (joint operations) in
base alle disposizioni dell’IFRS 11. Il trattamento contabile di tale tipologia di accordo a controllo congiunto prevede la rilevazione delle
attività/passività e dei costi/ricavi connessi all’accordo sulla base dei diritti/obblighi spettanti a Eni (di solito coincidenti con il working
interest posseduto nell’iniziativa), indipendentemente dall’interessenza partecipativa posseduta. L’applicazione di questi nuovi principi ha
avuto effetti trascurabili sull’utile netto e sul totale attivo dei dati comparativi riesposti, mentre ha comportato variazioni di alcune voci
del conto economico, dello stato patrimoniale e del rendiconto finanziario come illustrato nella tabella che segue. In particolare, nello stato
patrimoniale dell’esercizio 2013 si registra una riduzione della voce “partecipazioni in imprese valutate con il metodo del patrimonio netto”
(-€781 milioni) in contropartita all’iscrizione della quota Eni delle attività (principalmente immobili, impianti e macchinari) e passività
relative alle joint operations.
(€ milioni)
I trim. 2013
CONTO ECONOMICO
Utile operativo
di cui:
G&P
R&M
Proventi su partecipazioni
Utile netto di competenza azionisti Eni
STATO PATRIMONIALE
Immobili, impianti e macchinari
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Totale attività
RENDICONTO FINANZIARIO
Flusso di cassa netto da attività operativa
Flusso di cassa netto da attività di investimento
Flusso di cassa netto del periodo
II trim. 2013
III trim. 2013
IV trim. 2013
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
Pubblicato
Riesposto
3.834
3.867
1.459
1.471
3.303
3.302
260
248
(105)
(48)
148
1.543
(89)
(30)
121
1.543
(454)
(509)
526
275
(442)
(511)
511
275
(446)
(145)
3.639
3.989
(434)
(139)
3.646
3.989
(1.987)
(815)
1.802
(647)
(2.002)
(812)
1.807
(647)
65.442
4.411
147.415
66.810
3.551
148.746
64.441
4.518
137.585
65.780
3.643
137.887
63.785
4.468
137.815
65.082
3.608
138.989
62.506
3.934
138.088
63.763
3.153
138.341
2.798
(2.244)
2.331
2.814
(2.250)
2.325
1.954
(408)
(2.246)
2.001
(431)
(2.187)
3.036
(4.303)
(1.834)
3.027
(4.329)
(1.878)
3.181
(3.988)
(728)
3.184
(3.971)
(765)
Nella sezione “Riesposizione 2013” del presente comunicato stampa alle pagine 31-39 sono riportati i risultati dei periodi contabili 2013 e
dell’intero esercizio riesposti in base alle disposizioni dei nuovi principi contabili.
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 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.
-5-
Disclaimer
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali (“ forward-looking statements”), in particolare nella sezione “Evoluzione
prevedibile della gestione”, relative a: piani di investimento, dividendi, buy-back, 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.
***
Contatti societari
Ufficio Stampa: Tel. +39.0252031875 - +39.0659822030
Numero verde azionisti (dall’Italia): 800940924
Numero verde azionisti (dall’estero): + 80011223456
Centralino: +39.0659821
[email protected]
[email protected]
[email protected]
Sito internet: www.eni.com
***
Eni
Società per Azioni Roma, Piazzale Enrico Mattei, 1
Capitale sociale: euro 4.005.358.876 i.v.
Registro Imprese di Roma, c.f. 00484960588
Tel.: +39 0659821 - Fax: +39 0659822141
Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del primo trimestre 2014 (non sottoposti a revisione contabile) è
disponibile sul sito internet Eni all’indirizzo eni.com.
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Relazione trimestrale consolidata
Sintesi dei risultati del primo trimestre 2014
(€ milioni)
IV trim.
2013
25.635
248
385
2.874
3.507
3.320
341
(92)
(130)
155
(51)
(82)
46
(216)
132
(2.063)
60,3
1.360
(647)
229
1.719
1.301
(0,18)
(0,49)
0,36
0,98
3.622,8
3.184
3.789
Ricavi della gestione caratteristica
Utile operativo
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile operativo adjusted
Dettaglio per settore di attività
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Versalis
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato (a)
Proventi (oneri) finanziari netti (b)
Proventi (oneri) su partecipazioni (b)
Imposte sul reddito (b)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
Utile netto di competenza azionisti Eni
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile netto di competenza azionisti Eni
per azione (€)
per ADR ($)
Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni
per azione (€)
per ADR ($)
Numero medio ponderato delle azioni in circolazione (c)
Flusso di cassa netto da attività operativa
Investimenti tecnici
I trim.
2013
2014
31.166 29.203
3.867
3.646
10
7
(131)
(162)
3.746
3.491
Var. %
(6,3)
(5,7)
(6,8)
3.998
(211)
(134)
(63)
204
(55)
(82)
89
(218)
114
(2.245)
61,6
1.397
3.450
241
(223)
(89)
128
(45)
(81)
110
(235)
196
(2.231)
64,6
1.221
(13,7)
..
(66,4)
(41,3)
(37,3)
18,2
1,2
1.543
7
(165)
1.385
1.303
6
(122)
1.187
(14,3)
0,43
1,14
0,36
0,99
(16,3)
(13,2)
0,38
1,00
3.622,8
2.814
3.122
0,33
0,90
3.617,9
2.151
2.545
(13,2)
(10,0)
(12,6)
(15,6)
(23,6)
(18,5)
(a) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a fine periodo nel patrimonio dell’impresa acquirente.
(b) Escludono gli special item.
(c) Interamente diluito (milioni di azioni).
Principali indicatori di mercato
IV trim.
2013
109,27
1,361
80,29
0,48
0,64
0,35
10,95
0,2
0,2
I trim.
2013
2014
112,60 108,20
1,321
1,370
85,24 78,98
3,97
1,70
4,30
2,07
3,01
1,24
11,46
9,95
0,2
0,3
0,3
0,2
Prezzo medio del greggio Brent dated (a)
Cambio medio EUR/USD (b)
Prezzo medio in euro del greggio Brent dated
Margini europei medi di raffinazione (c)
Margine di raffinazione Brent/Ural (c)
Margini europei medi di raffinazione in euro
Prezzo gas NBP (d)
Euribor - a tre mesi (%)
Libor - dollaro a tre mesi (%)
(a) In USD per barile. Fonte: Platt’s Oilgram.
(b) Fonte: BCE.
(c) In USD per barile FOB Mediterraneo greggio Brent. Elaborazione Eni su dati Platt’s Oilgram.
(d) In USD per milioni di BTU (British Thermal Unit). Fonte: Platt’s Oilgram.
-7-
Var. %
(3,9)
3,7
(7,3)
(57,2)
(51,9)
(58,8)
(13,2)
50,0
(33,3)
Risultati di Gruppo
Nel primo trimestre 2014 Eni ha registrato una contrazione del 5,7% dell’utile operativo a €3.646 milioni e del 15,6% dell’utile
netto di competenza dei propri azionisti a €1.303 milioni rispetto al primo trimestre 2013. La performance operativa è stata
penalizzata dal difficile scenario di mercato, dalla flessione delle quotazioni internazionali del greggio (-3,9%), dal continuo
deterioramento della domanda di commodity energetiche e dalla forte pressione competitiva in Europa e in Italia, nonché
dall’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+3,7%). Anche Saipem ha registrato un calo di utile operativo a causa di
minori margini delle commesse in fase di completamento. Questi fattori negativi sono stati parzialmente compensati dai
progressi nella strategia di turnaround dei business mid e downstream grazie in particolare alla rinegoziazione del contratto
di approvvigionamento long-term del gas norvegese con effetti economici retroattivi al precedente anno termico.
Sulla diminuzione dell’utile netto ha inciso l’incremento di 4 punti percentuali del tax rate consolidato determinato dal settore
E&P a causa della maggiore incidenza sull'utile ante imposte dei Paesi a più elevata fiscalità.
Nel primo trimestre 2014 l’utile operativo adjusted è stato di €3.491 milioni con una diminuzione del 6,8% rispetto al primo
trimestre 2013. L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni di €1.187 milioni è diminuito di €198 milioni rispetto
al primo trimestre 2013 (-14,3%). Le rettifiche hanno riguardato la perdita di magazzino di €6 milioni e special item costituiti
da proventi netti di €122 milioni determinati dopo la riclassifica nell’utile operativo delle differenze e dei derivati su cambi,
in particolare gli effetti dei derivati posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle
commodity relativi alla gestione commerciale e non finanziaria (oneri pari a €15 milioni).
Gli special item dell’utile operativo sono rappresentati da proventi netti di €162 milioni; di seguito: (i) la componente
valutativa di derivati su commodity privi dei requisiti per essere contabilizzati in hedge accounting (proventi di €263 milioni);
(ii) svalutazioni (€55 milioni) di investimenti di periodo su asset svalutati in precedenti esercizi essenzialmente nel settore
Refining & Marketing; (iii) accantonamenti per oneri ambientali e per incentivazione all’esodo (€8 milioni e €7 milioni,
rispettivamente).
Risultati per settore
L’andamento dell’utile netto adjusted di Gruppo è stato determinato dal minor utile operativo adjusted registrato nei settori
Exploration & Production, Refining & Marketing, Versalis e Ingegneria & Costruzioni. In controtendenza, il settore Gas & Power
che ha beneficiato delle rinegoziazioni dei contratti gas.
Exploration & Production
L’utile operativo adjusted conseguito dal settore Exploration & Production nel primo trimestre 2014 di €3.450 milioni
è diminuito di €548 milioni, pari al 13,7%, per effetto del calo dei prezzi di realizzo in dollari degli idrocarburi (in media -1%)
e dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+3,7%). L’utile netto adjusted di €1.313 milioni è diminuito del 21,3%
penalizzato anche dall’incremento del tax rate adjusted (+3,7 punti percentuali).
Gas & Power
Nel primo trimestre 2014 il settore Gas & Power ha registrato l’utile operativo adjusted di €241 milioni a confronto della perdita
operativa di €211 milioni registrata nel primo trimestre 2013. Il risultato riflette i benefici della rinegoziazione del contratto
d’approvvigionamento long-term norvegese con effetti economici retroattivi al precedente anno termico, parzialmente
compensati dalla flessione dei margini e dei volumi di gas ed energia elettrica a causa del continuo deterioramento della
domanda energetica, anche a seguito di fattori climatici, e della pressione competitiva. Il settore ha chiuso il trimestre con
l’utile netto adjusted di €157 milioni con un incremento di €298 milioni rispetto al primo trimestre 2013 che chiudeva con una
perdita netta adjusted di €141 milioni.
Refining & Marketing
Il settore Refining & Marketing ha registrato la perdita operativa adjusted di €223 milioni con un peggioramento di €89 milioni
rispetto al primo trimestre 2013 (-66,4%) a causa del continuo deterioramento dello scenario di raffinazione e della contrazione
della domanda di carburanti, in particolare nell’area del Mediterraneo. La perdita netta adjusted ammonta a €159 milioni, in
netto peggioramento rispetto al primo trimestre 2013.
Ingegneria & Costruzioni
Il settore Ingegneria & Costruzioni ha registrato un utile operativo adjusted di €128 milioni con una flessione del 37,3% rispetto
al primo trimestre 2013 a causa dei minori margini delle commesse in fase di completamento. L’utile netto adjusted di €95
milioni è diminuito del 26,9%.
-8-
Versalis
Nel primo trimestre 2014 Versalis ha registrato la perdita operativa adjusted di €89 milioni con un peggioramento del
41,3% rispetto al primo trimestre 2013 a seguito della perdurante debolezza della domanda di commodity plastiche dovuta
all’andamento congiunturale e alla competizione dai produttori asiatici con effetti depressivi sui margini unitari e sui volumi
di vendita. La perdita netta adjusted ha registrato un peggioramento di €17 milioni, pari al 29,3% (da una perdita netta di €58
milioni nel primo trimestre 2013 a €75 milioni nel primo trimestre 2014).
Stato patrimoniale riclassificato7
(€ milioni)
1 gen. 2013
64.798
2.541
4.487
8.538
1.126
(1.139)
80.351
8.578
19.958
(15.052)
(3.265)
(13.567)
1.735
(1.613)
(1.407)
155
77.486
59.060
3.357
62.417
15.069
77.486
0,24
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
Attività immateriali
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
Crediti commerciali
Debiti commerciali
Debiti tributari e fondo imposte netto
Fondi per rischi e oneri
Altre attività (passività) d’esercizio
Fondi per benefici ai dipendenti
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
CAPITALE INVESTITO NETTO
Patrimonio netto degli azionisti Eni
Interessenze di terzi
Patrimonio netto
Indebitamento finanziario netto
COPERTURE
Leverage
31 dic. 2013
31 mar. 2014
Var.ass.
63.763
2.573
3.876
6.180
1.339
(1.255)
76.476
64.195
2.555
3.826
6.302
1.383
(1.095)
77.166
432
(18)
(50)
122
44
160
690
7.939
21.212
(15.584)
(3.062)
(13.120)
1.274
(1.341)
(1.279)
2.156
76.012
7.448
22.739
(14.904)
(4.276)
(13.220)
2.507
294
(1.274)
12
76.198
(491)
1.527
680
(1.214)
(100)
1.233
1.635
5
(2.144)
186
58.210
2.839
61.049
14.963
76.012
0,25
59.568
2.831
62.399
13.799
76.198
0,22
1.358
(8)
1.350
(1.164)
186
(0,03)
Il capitale immobilizzato (€77.166 milioni) è aumentato di €690 milioni rispetto al 31 dicembre 2013 per effetto degli
investimenti tecnici (€2.545 milioni) parzialmente assorbiti dagli ammortamenti e svalutazioni del periodo (€2.291 milioni).
Il capitale di esercizio netto (+€294 milioni) è aumentato di €1.635 milioni per effetto dell’incremento del saldo crediti/debiti
commerciali (+€2.207 milioni) principalmente nel settore G&P anche per effetto della rinegoziazione del contratto di approvvigionamento long-term del gas norvegese. Tali incrementi sono stati parzialmente compensati dall’incremento della voce debiti
tributari e fondo imposte netto (-€1.214 milioni) dovuto principalmente all’anticipo al 15 dicembre del versamento delle accise
sui carburanti e sul gas immessi al consumo nella seconda metà dello stesso mese di dicembre 2013, e dalla riduzione delle
rimanenze.
Il patrimonio netto comprese le interessenze di terzi (€62.399 milioni) è aumentato di €1.350 milioni. Tale incremento
riflette l’utile complessivo di periodo (€1.545 milioni) dato dall’utile di conto economico di €1.337 milioni e in particolare dalla
variazione positiva della riserva cash flow hedge (€249 milioni).
(7) Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema statutory secondo il criterio della funzionalità alla gestione dell’impresa considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l’investimento, l’esercizio, il finanziamento. Il management ritiene che lo schema proposto
rappresenti un’utile informativa per l’investitore perché consente di individuare le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e mezzi di terzi) e gli impieghi delle stesse
nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio. Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato è utilizzato dal management per il calcolo dei principali indici finanziari e di solidità/equilibrio della struttura finanziaria (leverage).
-9-
Rendiconto finanziario riclassificato 8
(€ milioni)
IV trim.
2013
(588)
2.948
(266)
2.483
906
(2.299)
3.184
(3.789)
(101)
350
(51)
(407)
(380)
31
(9)
(765)
Utile netto
Rettifiche per ricondurre l’utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
- ammortamenti e altri componenti non monetari
- plusvalenze nette su cessioni di attività
- dividendi, interessi e imposte
Variazione del capitale di esercizio
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
Flusso di cassa netto da attività operativa
Investimenti tecnici
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate
Altre variazioni relative all’attività di investimento e disinvestimento
Free cash flow
Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
Flusso di cassa del capitale proprio
Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO
I trim.
2013
2014
1.555
1.337
2.110
2.112
(51)
(5)
2.372
2.390
(508) (1.734)
(2.664) (1.949)
2.814
2.151
(3.122) (2.545)
(113)
(60)
75
2.177
(24)
(161)
(370)
1.562
934
(17)
1.809
(56)
(63)
(195)
15
(1)
2.325
1.293
Variazione dell’indebitamento finanziario netto
(€ milioni)
IV trim.
2013
(407)
(15)
146
(276)
Free cash flow
Debiti e crediti finanziari società acquisite
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
Flusso di cassa del capitale proprio
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
Esercizio
2013
2014
(370)
1.562
(6)
(19)
(11)
(184)
(63)
(195)
(450)
1.164
Il flusso di cassa netto da attività operativa di €2.151 milioni e gli incassi da dismissioni di €2.177 milioni, relativi essenzialmente
alla cessione della partecipazione Eni in Artic Russia finalizzata nella prima metà di gennaio 2014, hanno coperto i fabbisogni
finanziari connessi agli investimenti tecnici (€2.545 milioni) determinando una riduzione dell’indebitamento finanziario netto
di €1.164 milioni. Il flusso di cassa del capitale proprio ha riguardato l’acquisto delle azioni Eni (€151 milioni).
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 31 marzo 2014 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.
Seguono le informazioni sull’andamento operativo ed economico-finanziario dei settori di attività Eni nel primo trimestre 2014.
(8) Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schema statutory al fine di consentire il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la
variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema obbligatorio, e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello
schema riclassificato. La misura che consente tale collegamento è il “free cash flow” cioè l’avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari
(accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle
disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario netto delle variazioni
dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
- 10 -
Exploration & Production
IV trim.
2013
7.585
3.499
(179)
(22)
(197)
7
42
(1)
(2)
(6)
3.320
(71)
52
(2.115)
64,1
1.186
2.046
420
300
120
3.045
367
816
118
1.577
101,00
256,65
74,73
109,27
80,29
97,38
3,84
RISULTATI
Ricavi della gestione caratteristica
Utile operativo
Esclusione special item:
- svalutazioni di asset e altre attività
- plusvalenze nette su cessione di asset
- accantonamenti a fondo rischi
- oneri per incentivazione all’esodo
- derivati su commodity
- differenze e derivati su cambi
- altro
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
I risultati includono:
- ammortamenti e svalutazioni di asset
di cui:
ammortamenti di ricerca esplorativa
- costi di perforazione pozzi esplorativi e altro
- costi di prospezioni e studi geologici e geofisici
Investimenti tecnici
di cui:
- ricerca esplorativa (b)
(€ milioni)
Produzioni (c) (d)
Petrolio (e)
Gas naturale
Idrocarburi
(migliaia di barili/giorno)
(milioni di metri cubi/giorno)
(migliaia di boe/giorno)
Prezzi medi di realizzo
Petrolio (e)
Gas naturale
Idrocarburi
Prezzi medi dei principali marker di mercato
Brent dated
Brent dated
West Texas Intermediate
Gas Henry Hub
($/bbl)
($/kmc)
($/boe)
($/bbl)
(€/bbl)
($/bbl)
($/mmbtu)
I trim.
2013
2014
7.781
7.434
4.052
3.430
(54)
20
Var. %
(4,5)
(15,4)
(51)
(1)
1
2
(7)
1
3.998
(63)
20
(2.286)
57,8
1.669
10
1
10
3.450
(67)
28
(2.098)
61,5
1.313
(21,3)
1.753
1.870
6,7
390
330
60
2.330
357
279
78
2.111
(8,5)
(15,5)
30,0
(9,4)
466
298
(36,1)
818
121
1.600
822
118
1.583
0,5
(2,5)
(1,1)
102,32
253,76
72,10
99,40
264,09
71,49
(2,9)
4,1
(0,8)
112,60
85,24
94,30
3,49
108,20
78,98
97,30
5,17
(3,9)
(7,3)
3,2
48,1
(13,7)
(a) Escludono gli special item.
(b) Include costi di acquisizione di licenze e bonus di firma.
(c) Ulteriori dati sono forniti a pag. 41.
(d) Include la quota Eni della produzione di società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
(e) Include i condensati.
Risultati
Nel primo trimestre 2014 il settore Exploration & Production ha conseguito l’utile operativo adjusted di €3.450 milioni con una
riduzione di €548 milioni rispetto al primo trimestre 2013, pari al 13,7%, a causa della flessione del prezzo del Brent (-3,9%) e
dell’effetto dell’apprezzamento dell’euro nella conversione dei bilanci delle imprese estere aventi il dollaro come valuta funzionale.
Nel trimestre sono stati rilevati oneri netti special di €20 milioni relativi principalmente all’accantonamento di oneri per
incentivazione all’esodo e alla riclassifica nell’utile operativo delle differenze e derivati su cambi (onere di €10 milioni).
- 11 -
L’utile netto adjusted di €1.313 milioni è diminuito di €356 milioni, pari al 21,3%, rispetto al primo trimestre 2013 per effetto
del peggioramento del risultato operativo e dell’incremento di 3,7 punti percentuali del tax rate adjusted dovuto alla maggiore
incidenza sull'utile ante imposte dei Paesi a più elevata fiscalità.
Andamento operativo
Nel primo trimestre 2014 la produzione di idrocarburi è stata di 1,583 milioni di boe/giorno. Il confronto con il primo trimestre
2013 su base omogenea, con esclusione dell’effetto del disinvestimento degli asset in Siberia (26 mila boe/giorno) evidenzia un
incremento dello 0,6% che beneficia dell’entrata a regime di giacimenti nel Regno Unito e Algeria che hanno più che compensato
le riduzioni dovute al perdurare delle condizioni di instabilità politica in Libia e i declini delle produzioni mature. La quota di
produzione estera è stata dell’89%.
La produzione di petrolio (822 mila barili/giorno) è in crescita rispetto al primo trimestre 2013. Gli start-up/ramp-up
essenzialmente nel Regno Unito, Algeria e Stati Uniti hanno più che compensato l’effetto della cessione degli asset in Siberia
(4 mila barili/giorno) e le minori produzioni in Libia e Angola.
La produzione di gas naturale (118 milioni di metri cubi/giorno) al netto dell’effetto della cessione degli asset in Siberia (3 milioni
di metri cubi/giorno) è in linea con il primo trimestre 2013. Gli start-up/ramp-up essenzialmente nel Regno Unito e Algeria hanno
compensato i declini delle produzioni mature.
- 12 -
Gas & Power
IV trim.
2013
8.721
(2.002)
202
2.141
(1)
1.685
1
374
9
96
(31)
8
341
296
45
2
3
(107)
30,9
239
83
10,70
14,86
12,70
1,47
0,69
25,56
23,03
1,84
0,69
8,75
RISULTATI
Ricavi della gestione caratteristica
Utile operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
- oneri ambientali
- svalutazioni
- plusvalenze nette su cessione di asset
- accantonamenti a fondo rischi
- oneri per incentivazione all’esodo
- derivati su commodity
- differenze e derivati su cambi
- altro
Utile operativo adjusted
Mercato
Trasporto Internazionale
Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
Investimenti tecnici
Vendite di gas naturale (b)
Italia
Vendite internazionali
- Resto d’Europa
- Mercati extra europei
- E&P in Europa e Golfo del Messico
TOTALE VENDITE GAS MONDO
di cui:
- società consolidate
- società collegate
- E&P in Europa e Golfo del Messico
Vendite di energia elettrica
(€ milioni)
I trim.
2013
2014
10.865
9.224
(89)
613
(37)
(108)
(85)
(264)
Var. %
(15,1)
..
1
(102)
1
(79)
82
13
(211)
(292)
81
3
17
50
..
(141)
26
1
(265)
(1)
241
204
37
2
32
(118)
42,9
157
28
..
..
(54,3)
12,53
17,64
15,14
1,79
0,71
30,17
11,18
15,60
13,32
1,59
0,67
26,76
(10,8)
(11,7)
(12,0)
(11,2)
(5,6)
(11,3)
27,46
2,00
0,71
9,16
24,37
1,72
0,67
8,25
(11,3)
(14,0)
(5,6)
(9,9)
..
7,7
(miliardi di metri cubi)
(terawattora)
(a) Escludono gli special item.
(b) Ulteriori dati sono forniti a pag. 42.
Risultati
Nel primo trimestre 2014 il settore Gas & Power ha registrato l’utile operativo adjusted di €241 milioni con un incremento
di €452 milioni rispetto al primo trimestre 2013 che aveva registrato la perdita di €211 milioni. Tale miglioramento riflette i
benefici della rinegoziazione del contratto di approvvigionamento del gas norvegese, con efficacia economica retroattiva al
precedente anno termico, parzialmente compensati dal sostanziale deterioramento dello scenario competitivo a causa della
debolezza strutturale della domanda e dell’oversupply e dalla flessione dei margini dell’energia elettrica a causa dei prezzi di
vendita depressi. In riduzione la performance operativa del Trasporto internazionale (-€44 milioni).
Nella determinazione dell’utile operativo adjusted del trimestre sono stati esclusi proventi special di €265 milioni relativi alla
componente valutativa di derivati su commodity privi dei requisiti per essere contabilizzati in hedge accounting.
L’utile netto adjusted del primo trimestre 2014 di €157 milioni evidenzia un miglioramento di €298 milioni rispetto al primo
trimestre 2013 per effetto dell’incremento dell’utile operativo e dei maggiori risultati delle partecipate valutate all’equity.
- 13 -
Andamento operativo
Le vendite di gas naturale del primo trimestre 2014 sono state di 26,76 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi, la quota
Eni delle vendite delle società collegate valutate a equity e le vendite E&P in Europa e nel Golfo del Messico) con un calo di 3,41
miliardi di metri cubi rispetto al primo trimestre 2013 (-11,3%). Le vendite Italia sono diminuite del 10,8% a 11,18 miliardi di metri
cubi a causa della debolezza della domanda, pressione competitiva ed effetto climatico, nonché dell'ulteriore deterioramento
delle condizioni nel mercato termoelettrico per incremento dell'utilizzo di fonte idroelettriche e calo della richiesta. Le vendite
sui mercati europei di 12,13 miliardi di metri cubi sono diminuite di 1,79 miliardi di metri cubi (-12,9%) per effetto delle minori
vendite registrate principalmente in Germania/Austria, Benelux e Francia a causa della pressione competitiva. In aumento i
volumi commercializzati in Spagna e Turchia per effetto delle efficaci politiche commerciali intraprese.
Le vendite di energia elettrica di 8,25 TWh nel primo trimestre 2014 sono diminuite del 9,9% rispetto al corrispondente periodo
del 2013 per effetto principalmente dei minori volumi commercializzati sul mercato libero (-0,78 TWh).
Altre misure di performance
Di seguito si riporta l’EBITDA pro-forma adjusted del settore Gas & Power e il dettaglio per area di business:
(€ milioni)
IV trim.
2013
506
417
89
I trim.
2013
2014
(69)
387
(181)
312
112
75
EBITDA pro-forma adjusted
Mercato
Trasporto internazionale
Var. %
..
..
(33,0)
L’EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization charges) adjusted è calcolato come somma dell’utile
operativo adjusted e degli ammortamenti su base pro-forma includendo il 100% dell’EBITDA delle società consolidate e la quota
di competenza Eni dell’EBITDA delle società collegate. Il management ritiene che l’EBITDA adjusted rappresenti una misura
alternativa importante nella valutazione della performance del settore Gas & Power tenuto conto delle caratteristiche di questo
business che lo rendono simile ad un’utility europea. In tale ambito, l’EBITDA adjusted consente agli analisti e investitori di
apprezzare meglio la performance relativa del settore Gas & Power rispetto alle altre utility europee e di disporre dell’indicatore
maggiormente utilizzato nelle valutazioni delle utility. L’EBITDA adjusted non è previsto dagli IFRS.
- 14 -
Refining & Marketing
IV trim.
2013
11.376
(812)
31
689
58
569
(5)
85
(4)
(11)
(3)
(92)
(2)
16
74
..
(4)
272
0,48
0,64
4,47
6,50
5,29
1,21
2,33
1,57
0,76
3,28
2,17
1,11
0,11
RISULTATI
Ricavi della gestione caratteristica
Utile operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
- oneri ambientali
- svalutazioni
- plusvalenze nette su cessione di asset
- oneri per incentivazione all’esodo
- derivati su commodity
- differenze e derivati su cambi
- altro
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
Investimenti tecnici
Margine di raffinazione
Brent dated
Brent/Ural
LAVORAZIONI E VENDITE
Lavorazioni complessive delle raffinerie interamente possedute
Lavorazioni in conto proprio
- Italia
- Resto d’Europa
Vendite Rete Europa
- Italia
- Resto d’Europa
Vendite extrarete Europa
- Italia
- Resto d’Europa
Vendite extrarete mercati extra europei
(€ milioni)
I trim.
2013
2014
13.866 13.347
(30)
(361)
(97)
64
(7)
74
7
8
16
53
1
35
48
..
(51)
88
1
(2)
6
8
(223)
(1)
34
31
..
(159)
111
3,97
4,30
1,70
2,07
(57,2)
(51,9)
4,91
6,96
5,83
1,13
2,33
1,65
0,68
2,80
1,86
0,94
0,10
4,03
5,88
4,77
1,11
2,16
1,45
0,71
2,69
1,68
1,01
0,10
(17,9)
(15,5)
(18,2)
(1,8)
(7,3)
(12,1)
4,4
(3,9)
(9,7)
7,4
(21)
(10)
(134)
($/bbl)
($/bbl)
Var. %
(3,7)
..
(66,4)
..
26,1
(milioni di tonnellate)
(a) Escludono gli special item.
Risultati
Nel primo trimestre 2014 la Divisione Refining & Marketing ha registrato una maggiore perdita operativa adjusted di €89 milioni
a €223 milioni, -66,4%. Tale trend riflette i valori depressi dei margini di raffinazione nell’area del Mediterraneo (in media 2,07 $/
barile, -51,9% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente) a causa della debolezza strutturale dell’industria, penalizzata
da eccesso di capacità, calo della domanda di carburanti e crescente pressione competitiva da flussi di prodotto importato da
Russia, Medio Oriente e USA. Inoltre, i risultati della raffinazione Eni scontano l’andamento negativo dei differenziali tra il marker
di riferimento Brent e i greggi approvvigionati a causa della riduzione dell’offerta di greggi pesanti nell’area del Mediterraneo.
L’andamento dello scenario è stato parzialmente compensato dalle iniziative di efficienza, in particolare volte alla riduzione
dei costi energetici e di struttura, e di ottimizzazione degli assetti, con la riduzione delle lavorazioni presso le raffinerie meno
competitive. I risultati del Marketing hanno registrato un calo rispetto all’analogo periodo dello scorso anno per effetto della
contrazione dei consumi e dell’intensificarsi della pressione competitiva.
Nella determinazione dell’utile operativo adjusted del trimestre sono stati esclusi oneri special di €74 milioni riferiti
principalmente a svalutazioni di investimenti di periodo su asset svalutati in precedenti esercizi (€53 milioni), oneri ambientali
- 15 -
(€8 milioni), oneri connessi alla ristrutturazione dei punti vendita (€8 milioni) e alla riclassifica nell’utile operativo delle
differenze e dei derivati su cambi diversi da quelli relativi alla gestione finanziaria (un onere di €6 milioni).
Nel primo trimestre 2014 la perdita netta adjusted di €159 milioni evidenzia un incremento di €108 milioni rispetto al trimestre 2013.
Andamento operativo
Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel primo trimestre 2014 sono state di 5,88 milioni di tonnellate, in
calo rispetto al primo trimestre 2013 (-15,5%). In Italia la flessione dei volumi processati è prevalentemente legata alla fermata
totale per riconversione della Raffineria di Venezia a “Green Refinery”, alla fermata per manutenzione del sito di Sannazzaro
nonché all’anticipo della fermata programmata della Raffineria di Milazzo. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dai
maggiori volumi lavorati presso la Raffineria di Gela per effetto di una migliore performance. All’estero le lavorazioni in conto
proprio (1,11 milioni di tonnellate) sono sostanzialmente invariate rispetto al periodo di confronto.
Le vendite rete in Italia di 1,45 milioni di tonnellate nel primo trimestre 2014 sono diminuite di circa 20 mila tonnellate, pari al
12,1%, per effetto della contrazione dei consumi di tutti i prodotti. La quota di mercato del trimestre è del 26,2%, in diminuzione
di 2,9 punti percentuali rispetto al trimestre 2013 (29,1%).
Le vendite extrarete in Italia (1,68 milioni di tonnellate) hanno registrato nel primo trimestre 2014 una flessione di circa 180
mila tonnellate, pari al 9,7% rispetto al corrispondente periodo del 2013 con flessioni principalmente nelle vendite di gasolio,
bunkeraggi e GPL a causa del calo della domanda, parzialmente compensati dai maggiori volumi commercializzati di prodotti
minori e jet fuel. La quota di mercato extrarete media nel primo trimestre 2014 è del 26,9%.
Le vendite rete nel resto d’Europa pari a circa 710 mila tonnellate sono in aumento rispetto al corrispondente periodo del 2013
(+4,4%) in particolare in Germania, Austria e Ungheria.
Le vendite extrarete nel resto d’Europa pari a circa 1,01 milioni di tonnellate nel primo trimestre 2014 sono aumentate del 7,4%
rispetto al corrispondente periodo del 2013, principalmente nella Penisola Iberica, Slovenia, Austria e Ungheria. In flessione i
volumi in Germania.
- 16 -
Conto economico
(€ milioni)
IV trim.
2013
25.635
670
(21.244)
(24)
(4.789)
248
(257)
1.807
1.798
(2.386)
..
(588)
(647)
59
(647)
229
1.719
1.301
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Costi operativi
Altri proventi e oneri operativi
Ammortamenti e svalutazioni
Utile operativo
Proventi (oneri) finanziari netti
Proventi netti su partecipazioni
Utile prima delle imposte
Imposte sul reddito
Tax rate (%)
Utile netto
Di competenza:
- azionisti Eni
- Interessenze di terzi
Utile netto di competenza azionisti Eni
Eliminazione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni (a)
I trim.
2013
2014
31.166
29.203
239
160
(25.414) (23.674)
41
248
(2.165) (2.291)
3.867
3.646
(182)
(236)
121
213
3.806
3.623
(2.251) (2.286)
59,1
63,1
1.555
1.337
1.543
12
1.543
7
(165)
1.385
1.303
34
1.303
6
(122)
1.187
Var. %
(6,3)
(33,1)
6,8
..
(5,8)
(5,7)
(29,7)
76,0
(4,8)
(1,6)
(14,0)
(15,6)
(15,6)
(14,3)
(a) Per la definizione e la riconduzione dell’utile netto “adjusted” che esclude gli utili (perdite) di magazzino e gli special item v. il paragrafo “Riconduzione dell’utile
operativo e dell’utile netto a quelli adjusted”.
- 17 -
Non-GAAP measure
Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted
Il management Eni valuta la performance del Gruppo e dei settori di attività sulla base dell’utile operativo e dell’utile netto
adjusted ottenuti escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto reported gli special item e l’utile/perdita di magazzino,
nonché, nella determinazione dell’utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento
finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell’utile operativo gli effetti
economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la gestione del rischio connesso all’esposizione dei margini
industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di
traduzione. L’effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell’utile netto adjusted è determinato sulla base
della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l’eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali
è applicata convenzionalmente l’aliquota statutory delle società italiane. L’utile operativo e l’utile netto adjusted non sono
previsti né dagli IFRS, né dagli US GAAP. Il management ritiene che tali misure di performance 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.
Di seguito sono descritte le componenti escluse dal calcolo dei risultati adjusted.
L’utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazione
del costo medio ponderato prevista dagli IFRS.
Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni
il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto
svolgimento dell’attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come
nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di
asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi; oppure (iii) differenze
e derivati in cambi sono relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi
posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity. In tal caso gli stessi,
ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell’utile operativo adjusted variando corrispondentemente gli
oneri/proventi finanziari. In applicazione della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti
da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management
e nell’informativa finanziaria. Inoltre, sono classificati tra gli special item gli strumenti derivati su commodity privi dei requisiti
formali per essere trattati in hedge accounting (inclusa la porzione inefficace dei derivati di copertura), nonché quella dei
derivati impliciti nelle formule prezzo di alcuni contratti di fornitura gas di lungo termine del settore Exploration & Production.
Gli oneri/proventi finanziari correlati all’indebitamento finanziario netto esclusi dall’utile netto adjusted di settore sono
rappresentati dagli oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non
strumentali all’attività operativa. Pertanto restano inclusi nell’utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari
correlati con gli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all’attività
operativa e gli oneri finanziari derivanti dall’accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività
di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production).
Nelle tavole seguenti sono rappresentati l’utile operativo e l’utile netto adjusted a livello di settore di attività e di Gruppo e la
riconciliazione con l’utile netto di competenza Eni.
- 18 -
(€ milioni)
8
53
(1)
(80)
(52)
2
(1)
10
1
10
1
(265)
(1)
20
3.450
(67)
28
(2.098)
61,5
1.313
(264)
241
2
32
(118)
42,9
157
1
(2)
6
8
74
(223)
(1)
34
31
..
(159)
4
(5)
2
1
1
(89)
(1)
1
128
(1)
8
(40)
29,6
95
15
(75)
(1)
(81)
(167)
94
13
(141)
5
7
(45)
(45)
GRUPPO
1
127
Effetto eliminazione
utili interni
(128)
38
Altre attività
(361)
64
Corporate e società
finanziarie
613
(108)
Ingegneria & Costruzioni
Versalis
3.430
Refining & Marketing
Utile operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile operativo
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
di cui:
- utile netto adjusted delle interessenze di terzi
-utile netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni
Gas & Power
Exploration & Production
Primo trimestre 2014
97
13
3.646
7
8
55
(1)
4
7
(263)
15
13
(162)
110
3.491
(235)
196
(34) (2.231)
64,6
76
1.221
34
1.187
1.303
6
(122)
1.187
(a) I valori escludono gli special item.
- 19 -
(€ milioni)
(77)
(72)
7
16
1
(51)
1
2
(7)
1
(54)
3.998
(63)
20
(2.286)
57,8
1.669
1
(102)
1
(79)
82
13
(85)
(211)
3
17
50
..
(141)
1
(21)
(10)
(7)
(134)
35
48
..
(51)
1
2
2
(63)
(1)
1
204
(1)
6
(73)
36,0
130
(58)
(6)
(5)
(82)
(156)
42
41
16
17
(55)
(155)
(55)
GRUPPO
203
Effetto eliminazione
utili interni
(94)
29
Altre attività
(30)
(97)
Corporate e società
finanziarie
(89)
(37)
Ingegneria & Costruzioni
Versalis
4.052
Refining & Marketing
Utile operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all’esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile operativo
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
di cui:
- utile netto adjusted delle interessenze di terzi
-utile netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni
Gas & Power
Exploration & Production
Primo trimestre 2013
(26)
115
3.867
10
7
17
(50)
(102)
4
(77)
56
14
(131)
89
3.746
(218)
114
(31) (2.245)
61,6
58
1.397
12
1.385
1.543
7
(165)
1.385
(a) I valori escludono gli special item.
- 20 -
(€ milioni)
Altre attività
69
30
15
(1)
1
19
(812)
31
(332)
81
(1)
1.685
1
374
9
96
(31)
8
2.141
341
2
3
(107)
30,9
239
58
569
(5)
58
38
85
(4)
(11)
(3)
689
(92)
(2)
16
74
..
(4)
22
(1)
4
(5)
(2)
121
(130)
(1)
1
14
(11)
155
(1)
(9)
(44)
30,3
101
(22)
(197)
7
42
(1)
(2)
(6)
(179)
3.320
(71)
52
(2.115)
64,1
1.186
(4)
(116)
2
71
(82)
(153)
67
185
(22)
42
(51)
10
2
17
(39)
GRUPPO
Corporate e società
finanziarie
(93)
3.499 (2.002)
202
Effetto eliminazione
utili interni
Ingegneria & Costruzioni
(153)
Versalis
166
Refining & Marketing
Utile operativo
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item:
oneri ambientali
svalutazioni
plusvalenze nette su cessione di asset
accantonamenti a fondo rischi
oneri per incentivazione all'esodo
derivati su commodity
differenze e derivati su cambi
altro
Special item dell’utile operativo
Utile operativo adjusted
Proventi (oneri) finanziari netti (a)
Proventi (oneri) su partecipazioni (a)
Imposte sul reddito (a)
Tax rate (%)
Utile netto adjusted
di cui:
- utile netto adjusted delle interessenze di terzi
-utile netto adjusted di competenza azionisti Eni
Utile netto di competenza azionisti Eni
Esclusione (utile) perdita di magazzino
Esclusione special item
Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni
Gas & Power
Exploration & Production
Quarto trimestre 2013
(25)
71
248
385
145
2.285
(206)
382
241
88
(40)
(21)
2.874
46
3.507
(216)
132
(70) (2.063)
60,3
(24) 1.360
59
1.301
(647)
229
1.719
1.301
(a) I valori escludono gli special item.
- 21 -
Analisi degli special item
(€ milioni)
IV trim.
2013
145
2.285
(206)
382
241
88
(40)
(21)
2.874
41
40
(1.675)
(3)
(3)
(1.682)
(1.682)
11
479
954
347
45
(867)
1.719
I trim.
2013
2014
7
8
17
55
(50)
(1)
(102)
4
4
7
(77)
(263)
56
15
14
13
(131)
(162)
(36)
1
Oneri ambientali
Svalutazioni
Plusvalenze nette su cessione di asset
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
Derivati su commodity
Differenze e derivati su cambi
Altro
Special item dell’utile operativo
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
- riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell’utile operativo
Oneri (proventi) su partecipazioni
di cui:
- plusvalenze da cessione
di cui: Galp
- plusvalenza da rivalutazione di partecipazioni
di cui: Artic Russia
- svalutazioni di partecipazioni
Imposte sul reddito
di cui:
svalutazione imposte anticipate imprese italiane
adeguamento fiscalità differita su PSA
linearizzazione effetto fiscale dividendi intercompany e altro
fiscalità su special item
Totale special item dell’utile netto
(56)
(7)
(15)
(17)
(2)
(2)
9
56
9
(165)
10
46
(122)
Ricavi della gestione caratteristica
(€ milioni)
IV trim.
2013
7.585
8.721
11.376
1.343
3.155
15
418
47
(7.025)
25.635
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Versalis
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni
Elisioni di consolidamento
- 22 -
I trim.
2013
2014
7.781
7.434
10.865
9.224
13.866 13.347
1.543
1.402
2.989
2.891
22
15
326
329
(229)
(13)
(5.997) (5.426)
31.166 29.203
Var. %
(4,5)
(15,1)
(3,7)
(9,1)
(3,3)
(31,8)
0,9
(6,3)
Costi operativi
(€ milioni)
IV trim.
2013
19.732
527
1.512
241
21.244
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
di cui: - altri special item
Costo lavoro
di cui: - incentivi per esodi agevolati e altro
I trim.
2013
2014
24.181 22.333
(95)
12
1.233
1.341
4
7
25.414 23.674
Var. %
(7,6)
8,8
(6,8)
Ammortamenti e svalutazioni
(€ milioni)
IV trim.
2013
2.068
121
92
30
184
1
14
(6)
2.504
2.285
4.789
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Versalis
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni
Ammortamenti
Svalutazioni
I trim.
2013
2014
1.753
1.870
110
84
81
73
21
23
175
176
14
(6)
2.148
17
2.165
16
(6)
2.236
55
2.291
Var. %
6,7
(23,6)
(9,9)
9,5
0,6
14,3
4,1
..
5,8
Proventi su partecipazioni
(€ milioni)
I trimestre 2014
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Dividendi
Plusvalenze nette da cessione di partecipazioni
Altri proventi (oneri) netti
Exploration &
Production
25
3
28
- 23 -
Gas &
Power
32
12
44
Refining & Ingegneria &
Marketing Costruzioni
9
33
3
33
12
Altri
settori
2
94
96
Gruppo
66
36
5
106
213
Imposte sul reddito
(€ milioni)
I trim.
2013
2014 Var. ass.
IV trim.
2013
(2.409)
4.207
1.798
301
2.085
2.386
..
49,6
..
Utile ante imposte
Italia
Estero
Imposte sul reddito
Italia
Estero
Tax rate (%)
Italia
Estero
84
3.722
3.806
454
3.169
3.623
370
(553)
(183)
96
2.155
2.251
244
2.042
2.286
148
(113)
35
..
57,9
59,1
53,7
64,4
63,1
..
6,5
4,0
Utile netto adjusted
(€ milioni)
IV trim.
2013
1.186
239
(4)
(116)
101
(39)
17
(24)
1.360
1.301
59
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Versalis
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato (a)
di competenza:
- azionisti Eni
- interessenze di terzi
I trim.
2013
2014
1.669
1.313
(141)
157
(51)
(159)
(58)
(75)
130
95
(55)
(45)
(155)
(141)
58
76
1.397
1.221
1.385
12
1.187
34
Var. %
(21,3)
..
..
(29,3)
(26,9)
18,2
9,0
(12,6)
(14,3)
..
(a) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a fine periodo nel patrimonio dell’impresa acquirente.
- 24 -
Leverage e indebitamento finanziario netto
Il “leverage” misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l’indebitamento finanziario netto e
il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi. Il management Eni utilizza il leverage per valutare il grado di solidità
e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi
propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell’industria.
(€ milioni)
31 dic. 2013
25.560
4.685
20.875
(5.431)
(5.037)
(129)
14.963
61.049
0,25
Debiti finanziari e obbligazionari
Debiti finanziari a breve termine
Debiti finanziari a lungo termine
Disponibilità liquide ed equivalenti
Titoli held for trading e altri titoli non strumentali all’attività operativa
Crediti finanziari non strumentali all’attività operativa
Indebitamento finanziario netto
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi
Leverage
31 mar. 2014
25.710
3.740
21.970
(6.724)
(5.042)
(145)
13.799
62.399
0,22
Var. ass.
150
(945)
1.095
(1.293)
(5)
(16)
(1.164)
1.350
(0,03)
L'indebitamento finanziario netto è calcolato in coerenza con le disposizioni CONSOB sulla posizione finanziaria netta (com. n.
DEM/6064293 del 2006).
Prestiti obbligazionari scadenti nei diciotto mesi successivi al 31 marzo 2014
(€ milioni)
Società emittente
Ammontare al
31 marzo 2014 (a)
2.026
163
2.189
Eni SpA
Eni Finance International SA
(a) Comprende il disaggio di emissione e il rateo di interessi.
Prestiti obbligazionari emessi nel primo trimestre 2014 (garantiti da Eni SpA)
Società emittente
Ammontare
nominale emesso
Valuta
1.000
EUR
(milioni)
Eni SpA
Ammontare al
31 marzo 2014 (a)
(€ milioni)
998
998
(a) Comprende il disaggio di emissione e il rateo di interessi.
- 25 -
Scadenza
Tasso
%
2029
fisso
3,625
Schemi di bilancio IFRS
STATO PATRIMONIALE
(€ milioni)
1 gen. 2013
7.936
237
28.618
8.578
771
1.239
1.617
48.996
64.798
2.541
4.487
3.453
5.085
913
5.005
4.398
90.680
516
140.192
2.032
3.015
23.666
1.633
2.188
1.418
33.952
19.145
13.567
1.407
6.745
2.598
43.462
361
77.775
3.357
4.005
(16)
49.438
(201)
(1.956)
7.790
59.060
62.417
140.192
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Altre attività finanziarie destinate al trading
Altre attività finanziarie disponibili per la vendita
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte sul reddito correnti
Attività per altre imposte correnti
Altre attività correnti
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
Attività immateriali
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Altre partecipazioni
Altre attività finanziarie
Attività per imposte anticipate
Altre attività non correnti
Attività destinate alla vendita
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
Passività per imposte sul reddito correnti
Passività per altre imposte correnti
Altre passività correnti
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
Altre passività non correnti
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
TOTALE PASSIVITÀ
PATRIMONIO NETTO
Interessenze di terzi
Patrimonio netto di Eni:
Capitale sociale
Riserve di cash flow hedge al netto dell’effetto fiscale
Altre riserve
Azioni proprie
Acconto sul dividendo
Utile netto
Totale patrimonio netto di Eni
TOTALE PATRIMONIO NETTO
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
- 26 -
31 dic. 2013
31 mar. 2014
5.431
5.004
235
28.890
7.939
802
835
1.325
50.461
6.724
5.008
266
31.259
7.448
768
880
2.714
55.067
63.763
2.573
3.876
3.153
3.027
858
4.658
3.676
85.584
2.296
138.341
64.195
2.555
3.826
3.181
3.121
825
4.500
3.180
85.383
12
140.462
2.553
2.132
23.701
755
2.291
1.437
32.869
2.978
762
22.518
797
3.054
2.295
32.404
20.875
13.120
1.279
6.750
2.259
44.283
140
77.292
21.970
13.220
1.274
6.997
2.198
45.659
78.063
2.839
2.831
4.005
(154)
51.393
(201)
(1.993)
5.160
58.210
61.049
138.341
4.005
19
54.593
(352)
1.303
59.568
62.399
140.462
CONTO ECONOMICO
(€ milioni)
I trim.
2013
2014
IV trim.
2013
25.635
670
26.305
19.732
1.512
(24)
4.789
248
1.282
(1.464)
4
(79)
(257)
21
1.786
1.807
1.798
(2.386)
(588)
(647)
59
(0,18)
(0,18)
RICAVI
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
COSTI OPERATIVI
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Costo lavoro
ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
UTILE OPERATIVO
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Proventi (oneri) da altre attività finanziarie destinate al trading
Strumenti finanziari derivati
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
UTILE ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
Utile netto
di competenza:
- Azionisti Eni
- Interessenze di terzi
Utile per azione sull’utile netto di competenza degli azionisti Eni (€ per azione)
- semplice
- diluito
- 27 -
31.166
239
31.405
29.203
160
29.363
24.181
1.233
41
2.165
3.867
22.333
1.341
248
2.291
3.646
1.938
(2.149)
29
(182)
1.553
(1.744)
4
(49)
(236)
44
77
121
3.806
(2.251)
1.555
66
147
213
3.623
(2.286)
1.337
1.543
12
1.303
34
0,43
0,43
0,36
0,36
PROSPETTO DELL’UTILE COMPLESSIVO
(€ milioni)
Utile netto del periodo
Altre componenti dell’utile complessivo:
Componenti riclassificabili a conto economico
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall’euro
Valutazione al fair value delle partecipazioni in Galp e Snam
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge
Variazione fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita
Quota di pertinenza delle “altre componenti dell’utile complessivo” delle partecipazioni
valutate con il metodo del patrimonio netto
Effetto fiscale relativo alle altre componenti dell’utile complessivo
Totale altre componenti dell’utile complessivo
Totale utile complessivo
Di competenza:
- azionisti Eni
- interessenze di terzi
2013
1.555
1.152
75
(33)
I trim.
2014
1.337
18
14
249
3
(1)
12
1.205
2.760
(76)
208
1.545
2.716
44
1.510
35
PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2013
Totale utile (perdita) complessivo
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate
Acquisto azioni proprie Eni
Totale variazioni
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 marzo 2014
Di competenza:
- azionisti Eni
- interessenze di terzi
- 28 -
61.049
1.545
(44)
(151)
1.350
62.399
59.568
2.831
RENDICONTO FINANZIARIO
(€ milioni)
IV trim.
2013
(588)
2.504
2.285
(21)
(266)
(43)
(34)
174
2.386
(1.805)
629
(2.717)
1.970
544
480
906
(15)
118
35
(115)
(2.337)
3.184
(3.340)
(449)
3
(104)
(506)
(323)
57
(4.662)
306
9
35
1
316
24
691
(3.971)
Utile netto
Rettifiche per ricondurre l’utile netto al flusso di cassa da attività operativa:
Ammortamenti
Svalutazioni nette di attività materiali e immateriali
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi
Interessi attivi
Interessi passivi
Imposte sul reddito
Altre variazioni
Variazioni del capitale di esercizio:
- rimanenze
- crediti commerciali
- debiti commerciali
- fondi per rischi e oneri
- altre attività e passività
Flusso di cassa del capitale di esercizio
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
Flusso di cassa netto da attività operativa
Investimenti:
- attività materiali
- attività immateriali
- imprese entrate nell’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
- titoli
- crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento
e imputazione di ammortamenti all’attivo patrimoniale
Flusso di cassa degli investimenti
Disinvestimenti:
- attività materiali
- attività immateriali
- imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
- titoli
- crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
Flusso di cassa netto da attività di investimento (*)
- 29 -
I trim.
2013 2014
1.555
1.337
2.148
17
(44)
(51)
(35)
(31)
187
2.251
(18)
2.236
55
(66)
(5)
(36)
(31)
171
2.286
(111)
261
502
(3.631) (1.359)
1.502
(733)
(437)
90
1.797
(234)
(508) (1.734)
7
(2)
34
107
20
17
(439)
(193)
(2.279) (1.880)
2.814
2.151
(2.620)
(502)
(28)
(85)
(10)
(321)
(2.210)
(335)
(15)
(45)
(64)
(484)
(81)
(114)
(3.647) (3.267)
52
23
19
1.281
22
1.397
(2.250)
2.177
35
468
(19)
2.661
(606)
RENDICONTO FINANZIARIO (segue)
(€ milioni)
IV trim.
2013
564 Assunzione di debiti finanziari non correnti
(612) Rimborsi di debiti finanziari non correnti
79 Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
31
Acquisto di quote di partecipazioni in imprese consolidate
Dividendi pagati ad altri azionisti
Acquisto di azioni proprie
31 Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Effetto della variazione dell’area di consolidamento
2
(inserimento/esclusione di imprese divenute rilevanti/irrilevanti)
(11) Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti
(765) Flusso di cassa netto del periodo
6.196 Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
5.431 Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
I trim.
2013
2014
988
2.241
(101) (2.666)
922
369
1.809
(56)
(25)
(38)
(44)
(151)
1.746
(251)
15
2.325
7.936
10.261
(1)
1.293
5.431
6.724
(*) Il “flusso di cassa netto da attività di investimento” comprende gli investimenti e i disinvestimenti (su base netta) in titoli held-for-trading e altri investimenti/disinvestimenti in strumenti di impiego a breve delle disponibilità che sono portati in detrazione dei debiti finanziari ai fini della determinazione dell’indebitamento finanziario
netto. Il flusso di cassa di questi investimenti è il seguente:
(€ milioni)
IV trim.
2013
(507)
38
(469)
1
88
89
(380)
2013
Investimenti finanziari:
- titoli
- crediti finanziari
Disinvestimenti finanziari:
- titoli
- crediti finanziari
Flusso di cassa netto degli investimenti/disinvestimenti relativi all’attività finanziaria
I trim.
2014
(168)
(168)
(28)
(67)
(95)
14
1.088
1.102
934
27
51
78
(17)
INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI
(€ milioni)
IV trim.
2013
25
12
(7)
(17)
13
(8)
5
(8)
(3)
I trim.
2013
2014
Analisi degli investimenti in imprese entrate nell’area di consolidamento e in rami d’azienda
Attività correnti
Attività non correnti
Disponibilità finanziarie nette
Passività correnti e non correnti
Effetto netto degli investimenti
Valore corrente della quota di partecipazioni possedute prima dell’acquisizione del controllo
Totale prezzo di acquisto
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
Flusso di cassa degli investimenti
- 30 -
26
27
(5)
(19)
29
29
60
32
(19)
(43)
30
(15)
15
(1)
28
15
Applicazione IFRS 10 e 11: riesposizione 2013
Conto economico
(€ milioni)
2013
Esercizio
114.697
1.387
116.084
90.003
5.301
(71)
11.821
8.888
5.732
(6.653)
4
(92)
(1.009)
222
5.863
6.085
13.964
(9.005)
4.959
5.160
(201)
1,42
1,42
RICAVI
Ricavi della gestione caratteristica
Altri ricavi e proventi
Totale ricavi
COSTI OPERATIVI
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
Costo lavoro
ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
UTILE OPERATIVO
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI
Proventi finanziari
Oneri finanziari
Proventi (oneri) da altre attività finanziarie destinate al trading
Strumenti finanziari derivati
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Altri proventi (oneri) su partecipazioni
UTILE ANTE IMPOSTE
Imposte sul reddito
Utile netto
di competenza:
azionisti Eni
Interessenze di terzi
Utile per azione sull’utile netto di competenza degli azionisti Eni (€ per azione)
- semplice
- diluito
- 31 -
I trim.
2013
II trim. III trim. IV trim.
31.166
239
31.405
28.089 29.807 25.635
136
342
670
28.225 30.149 26.305
24.181
1.233
41
2.165
3.867
22.834 23.256
1.353 1.203
(51)
(37)
2.516 2.351
1.471 3.302
1.938
(2.149)
19.732
1.512
(24)
4.789
248
29
(182)
1.276 1.236 1.282
(1.656) (1.384) (1.464)
4
(48)
6
(79)
(428) (142) (257)
44
77
121
3.806
(2.251)
1.555
117
40
21
394 3.606
1.786
511 3.646 1.807
1.554 6.806 1.798
(1.674) (2.694) (2.386)
(120) 4.112 (588)
1.543
12
275
(395)
3.989
123
(647)
59
0,43
0,43
0,07
0,07
1,10
1,10
(0,18)
(0,18)
Utile operativo adjusted
(€ milioni)
2013
Esercizio
14.643
(638)
(457)
(386)
(99)
(210)
(332)
129
12.650
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Versalis
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato
Utile operativo adjusted
I trim.
3.998
(211)
(134)
(63)
204
(55)
(82)
89
3.746
2013
II trim.
III trim.
3.409
3.916
(424)
(344)
(176)
(55)
(82)
(111)
(678)
220
(52)
(52)
(76)
(92)
38
(44)
1.959
3.438
IV trim.
3.320
341
(92)
(130)
155
(51)
(82)
46
3.507
I trim.
1.669
(141)
(51)
(58)
130
(55)
(155)
58
1.397
2013
II trim.
III trim.
1.441
1.654
(227)
(124)
(139)
(38)
(78)
(86)
(649)
165
(58)
(53)
(129)
(209)
20
(15)
181
1.294
IV trim.
1.186
239
(4)
(116)
101
(39)
17
(24)
1.360
1.385
12
576
(395)
Utile netto adjusted
(€ milioni)
2013
Esercizio
5.950
(253)
(232)
(338)
(253)
(205)
(476)
39
4.232
4.433
(201)
Exploration & Production
Gas & Power
Refining & Marketing
Versalis
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato (a)
Utile netto adjusted
di competenza:
- azionisti Eni
- interessenze di terzi
1.171
123
1.301
59
(a) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a fine periodo nel patrimonio dell’impresa
acquirente.
- 32 -
Analisi degli special item
(€ milioni)
2013
Esercizio
205
2.400
(187)
334
270
315
(195)
(96)
3.046
190
195
(5.299)
(3.599)
(3.359)
(98)
(75)
(1.682)
(1.682)
11
898
954
490
64
(610)
(1.165)
Oneri ambientali
Svalutazioni
Plusvalenze nette su cessione di asset
Accantonamenti a fondo rischi
Oneri per incentivazione all’esodo
Derivati su commodity
Differenze e derivati su cambi
Altro
Special item dell’utile operativo
Oneri (proventi) finanziari
di cui:
- riclassifica delle diferenze e derivati su cambi nell’utile operativo
Oneri (proventi) su partecipazioni
di cui:
- plusvalenze da cessione
di cui:plusvalenza cessione 28,57% di Eni East Africa
Galp
Snam
- plusvalenza da rivalutazione di partecipazioni
di cui: Artic Russia
- svalutazioni di partecipazioni
Imposte sul reddito
di cui:
svalutazione imposte anticipate imprese italiane
adeguamento fiscalità differita su PSA
linearizzazione effetto fiscale dividendi intercompany e altro
fiscalità su special item
Totale special item dell’utile netto
- 33 -
I trim.
7
17
(50)
(102)
4
(77)
56
14
(131)
(36)
(56)
(7)
9
9
(165)
2013
II trim. III trim. IV trim.
47
6
145
71
27
2.285
(16)
85
(206)
27
27
382
15
10
241
131
173
88
(127)
(84)
(40)
14
(103)
(21)
162
141
2.874
155
30
41
127
84
(195) (3.422)
40
(1.675)
(174) (3.422)
(3.359)
(95)
(75)
(3)
(24)
41
(65)
98
434
143
(22)
313
(2.817)
(3)
(1.682)
(1.682)
11
479
954
347
45
(867)
1.719
Stato patrimoniale riclassificato
2013
(€ milioni)
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
Attività immateriali
Partecipazioni
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa
Debiti netti relativi all’attività di investimento
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
Crediti commerciali
Debiti commerciali
Debiti tributari e fondo imposte netto
Fondi per rischi e oneri
Altre attività (passività) d’esercizio
Fondi per benefici ai dipendenti
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili
CAPITALE INVESTITO NETTO
Patrimonio netto degli azionisti Eni
Interessenze di terzi
Patrimonio netto
Indebitamento finanziario netto
COPERTURE
Leverage
- 34 -
31 marzo
30 giugno
30 settembre
31 dicembre
66.810
2.585
4.564
8.780
1.167
(1.062)
82.844
65.780
2.361
4.533
6.462
1.163
(1.271)
79.028
65.082
2.559
4.423
6.616
1.282
(1.152)
78.810
63.763
2.573
3.876
6.180
1.339
(1.255)
76.476
8.332
23.981
(16.877)
(4.590)
(13.244)
1.431
(967)
(1.427)
177
80.627
8.094
20.317
(13.185)
(3.163)
(13.151)
1.102
14
(1.433)
92
77.701
8.742
18.605
(13.669)
(3.034)
(12.811)
1.937
(230)
(1.431)
25
77.174
7.939
21.212
(15.584)
(3.062)
(13.120)
1.274
(1.341)
(1.279)
2.156
76.012
61.774
3.334
65.108
15.519
80.627
0,24
58.977
2.740
61.717
15.984
77.701
0,26
59.683
2.804
62.487
14.687
77.174
0,24
58.210
2.839
61.049
14.963
76.012
0,25
Stato patrimoniale IFRS
2013
(€ milioni)
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti
Altre attività finanziarie destinate al trading
Altre attività finanziarie disponibili per la vendita
Crediti commerciali e altri crediti
Rimanenze
Attività per imposte sul reddito correnti
Attività per altre imposte correnti
Altre attività correnti
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo
Attività immateriali
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto
Altre partecipazioni
Altre attività finanziarie
Attività per imposte anticipate
Altre attività non correnti
Attività destinate alla vendita
TOTALE ATTIVITÀ
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine
Debiti commerciali e altri debiti
Passività per imposte sul reddito correnti
Passività per altre imposte correnti
Altre passività correnti
Passività non correnti
Passività finanziarie a lungo termine
Fondi per rischi e oneri
Fondi per benefici ai dipendenti
Passività per imposte differite
Altre passività non correnti
Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita
TOTALE PASSIVITÀ
PATRIMONIO NETTO
Interessenze di terzi
Patrimonio netto di Eni:
Capitale sociale
Riserve di cash flow hedge al netto dell’effetto fiscale
Altre riserve
Azioni proprie
Acconto sul dividendo
Utile netto
Totale patrimonio netto di Eni
TOTALE PATRIMONIO NETTO
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
- 35 -
31 marzo
30 giugno
30 settembre
31 dicembre
10.261
8.074
226
32.502
8.332
838
1.106
1.549
54.814
216
28.538
8.094
758
1.053
1.383
48.116
6.196
4.522
208
27.459
8.742
697
1.070
1.349
50.243
5.431
5.004
235
28.890
7.939
802
835
1.325
50.461
66.810
2.585
4.564
3.551
5.229
872
5.197
4.596
93.404
528
148.746
65.780
2.361
4.533
3.643
2.819
851
5.481
3.840
89.308
463
137.887
65.082
2.559
4.423
3.608
3.008
897
5.221
3.559
88.357
389
138.989
63.763
2.573
3.876
3.153
3.027
858
4.658
3.676
85.584
2.296
138.341
2.889
4.123
26.257
1.615
3.587
1.497
39.968
2.764
2.814
22.371
1.071
2.940
1.186
33.146
2.727
2.919
22.008
1.002
2.595
1.323
32.574
2.553
2.132
23.701
755
2.291
1.437
32.869
19.021
13.244
1.427
7.028
2.599
43.319
351
83.638
18.717
13.151
1.433
6.789
2.563
42.653
371
76.170
20.024
12.811
1.431
6.750
2.548
43.564
364
76.502
20.875
13.120
1.279
6.750
2.259
44.283
140
77.292
3.334
2.740
2.804
2.839
4.005
(37)
56.464
(201)
4.005
(15)
53.370
(201)
1.543
61.774
65.108
148.746
1.818
58.977
61.717
137.887
4.005
(115)
52.180
(201)
(1.993)
5.807
59.683
62.487
138.989
4.005
(154)
51.393
(201)
(1.993)
5.160
58.210
61.049
138.341
Rendiconto finanziario riclassificato
2013
(€ milioni)
2013
Esercizio
4.959 Utile netto - continuing operations
Rettifiche per ricondurre l’utile netto al flusso di cassa da attività operativa:
9.723 - ammortamenti e altri componenti non monetari
(3.770) - plusvalenze nette su cessioni di attività
9.174 - dividendi, interessi e imposte
456 Variazione del capitale di esercizio
(9.516) Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati
11.026 Flusso di cassa netto da attività operativa
(12.800) Investimenti tecnici
(317) Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda
6.360 Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate
(243) Altre variazioni relative all’attività di investimento e disinvestimento
4.026 Free cash flow
(3.981) Investimenti e disinvestimenti relativi all’attività di finanziamento
1.715 Variazione debiti finanziari correnti e non correnti
(4.225) Flusso di cassa del capitale proprio
(40) Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità
(2.505) FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO
I trim.
1.555
II trim.
(120)
III trim.
4.112
IV trim.
(588)
2.110
(51)
2.372
(508)
(2.664)
2.814
(3.122)
(113)
75
(24)
(370)
934
1.809
(63)
15
2.325
2.593
(117)
1.562
454
(2.371)
2.001
(2.825)
(63)
2.390
47
1.550
20
(1.601)
(2.128)
(28)
(2.187)
2.072
(3.336)
2.757
(396)
(2.182)
3.027
(3.064)
(40)
3.545
(215)
3.253
(4.555)
1.476
(2.034)
(18)
(1.878)
2.948
(266)
2.483
906
(2.299)
3.184
(3.789)
(101)
350
(51)
(407)
(380)
31
IV trim.
(407)
(15)
(9)
(765)
Variazione dell’indebitamento finanziario netto
2013
(€ milioni)
2013
Esercizio
4.026
(21)
(23)
349
(4.225)
106
Free cash flow
Debiti e crediti finanziari società acquisite
Debiti e crediti finanziari società disinvestite
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni
Flusso di cassa del capitale proprio
VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
- 36 -
I trim.
(370)
(6)
II trim.
1.550
III trim.
3.253
(11)
(63)
(450)
113
(2.128)
(465)
(23)
101
(2.034)
1.297
146
(276)
Rendiconto finanziario IFRS
2013
(€ milioni)
2013
Esercizio
4.959
9.421
2.400
(222)
(3.770)
(400)
(142)
711
9.005
(1.882)
350
(1.379)
703
59
723
456
6
630
97
(942)
(9.301)
11.026
(10.913)
(1.887)
(25)
(292)
(5.048)
(978)
50
(19.093)
514
16
3.401
2.429
36
1.561
155
8.112
(10.981)
Utile netto
Rettifiche per ricondurre l’utile netto al flusso di cassa da attività operativa:
Ammortamenti
Svalutazioni nette di attività materiali e immateriali
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto
Plusvalenze nette su cessioni di attività
Dividendi
Interessi attivi
Interessi passivi
Imposte sul reddito
Altre variazioni
Variazioni del capitale di esercizio:
- rimanenze
- crediti commerciali
- debiti commerciali
- fondi per rischi e oneri
- altre attività e passività
Flusso di cassa del capitale di esercizio
Variazione fondo per benefici ai dipendenti
Dividendi incassati
Interessi incassati
Interessi pagati
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d’imposta rimborsati
Flusso di cassa netto da attività operativa
Investimenti:
- attività materiali
- attività immateriali
- imprese entrate nell’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
- titoli
- crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di investimento
e imputazione di ammortamenti all’attivo patrimoniale
Flusso di cassa degli investimenti
Disinvestimenti:
- attività materiali
- attività immateriali
- imprese uscite dall’area di consolidamento e rami d’azienda
- partecipazioni
- titoli
- crediti finanziari
- variazione debiti e crediti relativi all’attività di disinvestimento
Flusso di cassa dei disinvestimenti
Flusso di cassa netto da attività di investimento (*)
- 37 -
I trim.
1.555
II trim.
(120)
III trim.
4.112
IV trim.
(588)
2.148
17
(44)
(51)
(35)
(31)
187
2.251
(18)
2.445
71
(117)
(117)
(271)
(28)
187
1.674
185
2.324
27
(40)
(3.336)
(51)
(49)
163
2.694
(244)
2.504
2.285
(21)
(266)
(43)
(34)
174
2.386
(1.805)
261
(3.631)
1.502
(437)
1.797
(508)
7
34
20
(439)
(2.279)
2.814
423
3.246
(3.391)
145
31
454
9
375
37
(255)
(2.528)
2.001
(963)
1.723
622
(193)
(1.585)
(396)
5
103
5
(133)
(2.157)
3.027
629
(2.717)
1.970
544
480
906
(15)
118
35
(115)
(2.337)
3.184
(2.620)
(502)
(28)
(85)
(10)
(321)
(2.282)
(543)
(2.671)
(393)
(63)
(8)
(161)
(40)
(4.524)
(173)
(3.340)
(449)
3
(104)
(506)
(323)
(81)
(3.647)
220
(2.837)
(146)
(7.947)
57
(4.662)
52
134
4
306
9
23
19
1.281
22
1.397
(2.250)
2.252
8
(21)
29
2.406
(431)
22
3
3.401
119
8
(15)
80
3.618
(4.329)
35
1
316
24
691
(3.971)
Rendiconto finanziario (segue)
2013
(€ milioni)
2013
Esercizio
5.418
(4.720)
1.017
1.715
1
1
(28)
(3.949)
(250)
(2.510)
2
(42)
(2.505)
7.936
5.431
I trim.
988
(101)
922
1.809
Assunzione di debiti finanziari non correnti
Rimborsi di debiti finanziari non correnti
Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti
Apporti netti di capitale proprio da terzi
Cessione di azioni proprie diverse dalla controllante
Acquisto di quote di partecipazioni in imprese consolidate
Dividendi pagati ad azionisti Eni
Dividendi pagati ad altri azionisti
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento
Effetto della variazione dell’area di consolidamento
(inserimento/esclusione di imprese divenute rilevanti/irrilevanti)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni
sulle disponibilità liquide ed equivalenti
Flusso di cassa netto del periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo
II trim.
1.606
(3.213)
6
(1.601)
(25)
(38)
1.746
(1.956)
(172)
(3.729)
III trim.
2.260
(794)
10
1.476
1
1
(3)
(1.993)
(40)
(558)
IV trim.
564
(612)
79
31
31
2
15
2.325
7.936
10.261
(28)
(2.187)
10.261
8.074
(18)
(1.878)
8.074
6.196
(11)
(765)
6.196
5.431
(*) Il “flusso di cassa netto da attività di investimento” comprende gli investimenti e i disinvestimenti (su base netta) in titoli held-for-trading e altri investimenti/disinvestimenti in strumenti di impiego a breve delle disponibilità che sono portati in detrazione dei debiti finanziari ai fini della determinazione dell’indebitamento finanziario
netto. Il flusso di cassa di questi investimenti è il seguente: 2013
(€ milioni)
2013
Esercizio
(5.029)
(105)
(5.134)
28
1.125
1.153
(3.981)
Investimenti finanziari:
- titoli
- crediti finanziari
Disinvestimenti finanziari:
- titoli
- crediti finanziari
Flusso di cassa netto degli investimenti/disinvestimenti
relativi all’attività finanziaria
- 38 -
I trim.
II trim.
III trim.
IV trim.
(168)
(168)
26
26
(4.522)
(1)
(4.523)
(507)
38
(469)
14
1.088
1.102
8
(14)
(6)
5
(37)
(32)
1
88
89
934
20
(4.555)
(380)
Informazioni supplementari
2013
(€ milioni)
2013
Esercizio
51
39
(12)
(36)
42
(8)
34
(9)
25
47
41
23
(69)
42
3.359
3.401
3.401
I trim.
Analisi degli investimenti in imprese entrate nell’area
di consolidamento e in rami d’azienda
Attività correnti
Attività non correnti
Disponibilità finanziarie nette
Passività correnti e non correnti
Effetto netto degli investimenti
Valore corrente della quota di partecipazioni possedute
prima dell’acquisizione del controllo
Totale prezzo di acquisto
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
Flusso di cassa degli investimenti
Analisi dei disinvestimenti di imprese uscite dall’area
di consolidamento e rami d’azienda
Attività correnti
Attività non correnti
Indebitamento finanziario netto
Passività correnti e non correnti
Effetto netto dei disinvestimenti
Plusvalenza per disinvestimenti
Totale prezzo di vendita
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivalenti
Flusso di cassa dei disinvestimenti
II trim.
III trim.
26
27
(5)
(19)
29
25
12
(7)
(17)
13
29
(8)
5
(1)
28
(8)
(3)
47
41
23
(69)
42
3.359
3.401
3.401
- 39 -
IV trim.
INVESTIMENTI TECNICI
(€ milioni)
IV trim.
2013
3.045
109
367
2.524
45
83
73
10
272
173
99
129
222
12
63
(37)
3.789
I trim.
2013
2014
2.330
2.111
Exploration & Production
- acquisto di riserve proved e unproved
- ricerca esplorativa
- sviluppo
- altro
Gas & Power
- mercato
- trasporto internazionale
Refining & Marketing
- raffinazione, supply e logistica
- marketing
Versalis
Ingegneria & Costruzioni
Altre attività
Corporate e società finanziarie
Elisioni di consolidamento
466
1.844
20
26
25
1
88
63
25
53
339
1
62
223
3.122
298
1.784
29
28
27
1
111
84
27
58
204
2
23
8
2.545
Var. %
(9,4)
(36,1)
(3,3)
45,0
7,7
8,0
26,1
33,3
8,0
9,4
(39,8)
100,0
(62,9)
(18,5)
Nel primo trimestre 2014 gli investimenti tecnici di €2.545 milioni (€3.122 milioni nel primo trimestre 2013) hanno riguardato essenzialmente:
- lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi in particolare in Norvegia, Stati Uniti, Angola, Italia, Nigeria, Congo e Kazakhstan, e attività
esplorativa con investimenti concentrati per il 97% all’estero, in particolare per attività di ricerca in Mozambico, Nigeria, Norvegia,
Angola e Liberia;
- il settore Ingegneria & Costruzioni (€204 milioni) per l’upgrading della flotta;
- l’attività di raffinazione, supply e logistica (€84 milioni) per il miglioramento della flessibilità e delle rese degli impianti, nonché
nel marketing, la ristrutturazione della rete di distribuzione di prodotti petroliferi (€27 milioni);
- iniziative di flessibilizzazione e upgrading delle centrali a ciclo combinato per la generazione elettrica (€15 milioni).
DETTAGLIO INVESTIMENTI SETTORE EXPLORATION & PRODUCTION PER AREA GEOGRAFICA
(€ milioni)
IV trim.
2013
249
453
415
1.001
171
271
406
79
3.045
I trim.
2013
2014
197
206
583
370
192
186
731
769
160
113
209
194
251
250
7
23
2.330
2.111
Italia
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
- 40 -
Var. %
4,6
(36,5)
(3,1)
5,2
(29,4)
(7,2)
(0,4)
..
(9,4)
Exploration & Production
PRODUZIONE DI IDROCARBURI PER AREA GEOGRAFICA
IV trim.
2013
1.577
192
173
506
316
102
143
116
29
137,4
Produzione di idrocarburi (a) (b)
Italia
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
Produzione venduta (a)
(migliaia di boe/giorno)
(milioni di boe)
I trim.
2013
2014
1.600
1.583
180
182
158
192
554
542
313
324
103
102
141
96
119
117
32
28
135,8
134,7
PRODUZIONE DI PETROLIO E CONDENSATI PER AREA GEOGRAFICA
IV trim.
2013
816
77
82
241
224
60
48
76
8
Produzione di petrolio e condensati (a)
Italia
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
(migliaia di barili/giorno)
I trim.
2013
2014
818
822
63
75
79
97
254
246
237
232
60
59
44
29
69
77
12
7
PRODUZIONE DI GAS NATURALE PER AREA GEOGRAFICA
IV trim.
2013
118
18
14
41
14
7
15
6
3
Produzione di gas naturale (a) (b)
Italia
Resto d’Europa
Africa Settentrionale
Africa Sub-Sahariana
Kazakhstan
Resto dell’Asia
America
Australia e Oceania
(milioni di metri cubi/giorno)
I trim.
2013
2014
121
118
18
17
12
15
46
46
12
14
7
7
15
10
8
6
3
3
(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto.
(b) Comprende la produzione di gas naturale utilizzata come autoconsumo (11,4 e 10,7 milioni di metri cubi/giorno nel primo trimestre 2014 e 2013, rispettivamente e
12,2 milioni di metri cubi/giorno del quarto trimestre 2013).
- 41 -
Vendite di gas naturale
(miliardi di metri cubi)
IV trim.
2013
10,70
1,27
3,98
1,40
0,34
0,56
1,60
1,55
14,86
12,70
0,89
11,81
1,26
2,18
2,18
0,60
1,06
1,89
2,24
0,40
1,47
0,69
25,56
I trim.
2013
2014
12,53
11,18
2,40
1,43
2,78
3,79
1,70
1,20
0,45
0,62
0,75
0,45
2,89
2,21
1,56
1,48
17,64
15,60
15,14
13,32
1,22
1,19
13,92
12,13
1,24
1,52
2,83
2,15
2,86
2,33
0,86
0,68
1,27
0,89
1,79
1,99
2,76
2,38
0,31
0,19
1,79
1,59
0,71
0,67
30,17
26,76
ITALIA
- Grossisti
- PSV e borsa
- Industriali
- PMI e terziario
- Termoelettrici
- Residenziali
- Autoconsumi
VENDITE INTERNAZIONALI
Resto d’Europa
- Importatori in Italia
- Mercati europei
Penisola Iberica
Germania/Austria
Benelux
Ungheria
Regno Unito
Turchia
Francia
altro
Mercati extra europei
E&P in Europa e Golfo del Messico
TOTALE VENDITE GAS MONDO
- 42 -
Var. %
(10,8)
(40,4)
36,3
(29,4)
37,8
(40,0)
(23,5)
(5,1)
(11,6)
(12,0)
(2,5)
(12,9)
22,6
(24,0)
(18,5)
(20,9)
(29,9)
11,2
(13,8)
(38,7)
(11,2)
(5,6)
(11,3)
Versalis
IV trim.
2013
632
659
52
1.343
805
562
1.367
I trim.
2013
2014
Vendite
Intermedi
Polimeri
Altri ricavi
(€ milioni)
Produzioni
Intermedi
Polimeri
683
807
53
1.543
627
737
38
1.402
894
603
1.497
832
609
1.441
(migliaia di tonnellate)
Ingegneria & Costruzioni
(€ milioni)
IV trim.
2013
911
390
381
410
2.092
I trim.
2013
2014
Ordini acquisiti
Engineering & Construction Offshore
Engineering & Construction Onshore
Perforazioni mare
Perforazioni terra
1.005
913
905
60
2.883
2.752
975
81
141
3.949
(€ milioni)
Portafoglio ordini
31 dic. 2013
17.514
- 43 -
31 mar. 2014
18.520

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16. Evoluzione del tasso d`indebitamento netto dal 2001

Tab. 4 - Camera di Commercio di Latina

PROSPETTO DI BILANCIO ISEE

promofferta aprile/maggio 2015

Indicatori tempi medi di pagamento (art. 9 DPCM 22/09/2014) Anno

RICEVUTA Società LE SERRE n. 1

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Documento riepilogativo Int 1 e 2 Via Bari 7