Earnings Release • Oct 29, 2015
Earnings Release
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Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 20151 (non sottoposti a revisione contabile)
(1) Il presente comunicato stampa costituisce il resoconto intermedio di gestione previsto dall'art. 154-ter del Testo Unico della Finanza.
(2) Utile operativo.
(3) Free cash flow: flusso di cassa netto da attività operativa, dedotti gli investimenti.
(4) Investimenti tecnici e in partecipazioni; previsione normalizzata per considerare l'effetto cambio e altre variazioni.
(5) Flusso di cassa netto da attività operativa.
Claudio Descalzi, Amministratore Delegato, ha commentato:
"La cessione di una quota della nostra partecipazione in Saipem ed il deconsolidamento della società è un importante passo nell'implementazione della strategia di trasformazione di Eni. Il nostro obiettivo è aumentare la flessibilità finanziaria per liberare risorse da investire nel core business. Allo stesso tempo manteniamo una partecipazione significativa e supporteremo Saipem anche con la partecipazione all'aumento di capitale nel processo di rafforzamento finanziario e operativo. In questo trimestre, pur in un contesto debole di prezzi del petrolio Eni continua a registrare risultati importanti sia in termini di crescita upstream che di ristrutturazione dei business mid-dowsntream. Nell'E&P la produzione è ancora in forte crescita e per la seconda volta nell'anno rivediamo al rialzo le nostre previsioni, pressoché raddoppiando l'obiettivo originario. Nei nove mesi, inoltre, abbiamo scoperto 1,2 miliardi di barili di nuove risorse, oltre il doppio rispetto all'obiettivo di piano, pur riducendo i nostri costi esplorativi. La ristrutturazione e gli interventi di efficientamento che abbiamo condotto in ambito R&M e Chimica, uniti a uno scenario favorevole, hanno portato questi business a conseguire un'eccellente performance e una generazione di cassa positiva nel corso del 2015. Anche per G&P la guidance è migliorata. Tutte queste azioni, unite a un ulteriore intervento di ottimizzazione degli investimenti nel corso dell'anno e al miglioramento della nostra struttura dei costi operativi, ci consentiranno di ottenere, escludendo Saipem, la copertura organica degli investimenti già nel 2015, con uno scenario di 55\$ al barile."
| III trim. | II trim. | III trim. | Var.% III trim. | Nove mesi | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 15 vs 14 | RISULTATI ECONOMICI(a) | (€ milioni) | 2014 | 2015 | Var. % |
| 3.032 | 762 | 752 | (75,2) | Utile operativo adjusted(b) | 9.251 | 3.081 | (66,7) | |
| 2.877 | 1.502 | 604 | (79,0) | Utile operativo adjusted senza Saipem | 8.803 | 3.513 | (60,1) | |
| 1.169 | 139 | (257) | Utile netto adjusted | 3.243 | 530 | (83,7) | ||
| 0,32 | 0,04 | (0,07) | - per azione (€)(c) | 0,90 | 0,15 | |||
| 0,85 | 0,09 | (0,16) | - per ADR (\$)(c) (d) | 2,44 | 0,33 | |||
| 1.127 | 448 | (289) | Utile netto adjusted senza Saipem | 3.108 | 759 | (75,6) | ||
| 1.714 | (113) | (952) | Utile netto | 3.675 | (361) | |||
| 0,48 | (0,04) | (0,26) | - per azione (€)(c) | 1,02 | (0,10) | |||
| 1,27 | (0,09) | (0,58) | - per ADR (\$)(c) (d) | 2,76 | (0,22) | |||
| 3.984 | 3.374 | 1.710 | (57,1) | Flusso di cassa netto da attività operativa | 9.724 | 7.388 | (24,0) |
(a) Di competenza degli azionisti Eni.
(b) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono l'utile/perdita di magazzino e gli special item, si veda il paragrafo "Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto a quelli adjusted" della Relazione finanziaria semestrale 2015 e della Relazione finanziaria annuale 2014. L'utile operativo adjusted e l'utile netto adjusted sono misure di risultato non-GAAP.
(c) Interamente diluito. L'ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(d) Un ADR rappresenta due azioni.
Nel terzo trimestre 2015 Eni ha conseguito l'utile operativo adjusted di €0,6 miliardi, escluso il risultato Saipem di €0,15 miliardi, in calo del 79% rispetto al terzo trimestre 2014 a causa della flessione della E&P (-€2,3 miliardi, pari al 76%) determinata dal crollo del prezzo del petrolio (-51%), il cui impatto è stato attenuato dalla crescita delle produzioni, dalla riduzione dei costi e dal deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (-16%). Il settore G&P ha registrato un peggioramento di €0,29 miliardi dovuto principalmente al recupero del gas prepagato in precedenti esercizi a prezzi superiori a quelli correnti e all'effetto scenario negativo relativo ad alcune vendite al settore large.
Le performance di R&M e della Chimica hanno registrato un sensibile miglioramento (+€0,32 miliardi) grazie alla ripresa dei margini e dei volumi per lo scenario più favorevole che unita alle azioni di efficienza e di ottimizzazione degli assetti industriali hanno consolidato la profittabilità dei due business.
Su base consolidata l'utile operativo adjusted del trimestre è stato di €0,75 miliardi con una flessione di €2,3 miliardi (-75%).
Nei nove mesi 2015 l'utile operativo adjusted esclusa Saipem è stato di €3,51 miliardi con una diminuzione del 60% (pari a €5,3 miliardi) determinata dall'effetto scenario per €6,1 miliardi parzialmente compensato dalla crescita produttiva e recuperi di efficienza per €0,8 miliardi. Su base consolidata l'utile operativo adjusted è stato di €3,1 miliardi, con una flessione di €6,2 miliardi (-67%) che sconta la peggiorata performance di Saipem a causa delle perdite straordinarie del secondo trimestre.
Nel terzo trimestre 2015 Eni ha registrato la perdita netta adjusted esclusa Saipem di €0,29 miliardi, con un peggioramento di €1,42 miliardi rispetto all'utile netto adjusted del terzo trimestre 2014 (€1,13 miliardi). Il peggioramento riflette il calo dell'utile operativo e il maggior tax rate che raggiunge il 143% per effetto dell'incremento registrato in E&P essenzialmente a causa del debole scenario che concentra gli utili ante imposte nei paesi a maggiore fiscalità e determina una maggiore incidenza percentuale dei costi fiscalmente non valorizzati, fra i quali la ricerca di successo di progetti non ancora sanzionati. Su base consolidata la perdita netta adjusted del trimestre è stata di €0,26 miliardi rispetto a un utile netto adjusted di €1,17 miliardi del trimestre 2014.
Nei nove mesi l'utile netto adjusted di €0,76 miliardi esclusa Saipem è diminuito del 76% rispetto al 2014. Su base consolidata l'utile netto adjusted è stato di €0,53 miliardi con una flessione dell'83,7% e un tax rate in aumento di circa 30 punti percentuali dovuto in aggiunta ai fattori del trimestre anche alla mancata valorizzazione fiscale della perdita Saipem.
Nei nove mesi 2015 il flusso di cassa netto dell'attività operativa di €7,39 miliardi e gli incassi da dismissioni (€0,91 miliardi), relativi alla cessione di asset non strategici principalmente nel settore Exploration & Production, hanno finanziato in buona parte gli investimenti tecnici (€8,65 miliardi). La remunerazione degli azionisti Eni è stata di €3,43 miliardi relativi al saldo dividendo 2014 e all'acconto dividendo 2015. Al 30 settembre 2015 l'indebitamento finanziario netto ammonta a €18,41 miliardi con un incremento di €4,73 miliardi rispetto al 31 dicembre 2014.
Rispetto alla situazione al 30 giugno 2015, l'indebitamento finanziario netto è aumentato di €1,94 miliardi per effetto del pagamento dell'acconto dividendo 2015 di Eni (€1,42 miliardi) e degli investimenti di periodo (€2,42 miliardi), parzialmente compensati dal flusso di cassa netto da attività operativa (€1,71 miliardi), che sconta i minori crediti commerciali ceduti in factoring con scadenza successiva alla chiusura del periodo contabile rispetto a quanto fatto al 30 giugno 2015 (-€0,21 miliardi).
Il leverage6 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è aumentato a 0,30 al 30 settembre 2015 rispetto a 0,22 al 31 dicembre 2014, a causa dell'aumento dell'indebitamento finanziario netto, attenuato dall'incremento del total equity dovuto all'effetto positivo (+€3,33 miliardi) delle differenze di cambio da conversione dei bilanci delle controllate aventi il dollaro come valuta funzionale (cambio dollaro/euro +7,7% nelle rilevazioni di chiusura a fine 2014 e al 30 settembre 2015).
Scoperta a gas di rilevanza mondiale in Egitto presso il prospetto esplorativo Zohr nelle acque profonde del Mar Mediterraneo in acque Egiziane. Il giacimento ha il potenziale di contenere fino a 850 miliardi di metri cubi di gas in posto. La scoperta potrà assicurare indipendenza energetica al paese per molti anni.
Importante scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Nooros della Concessione West Abu Madi nelle acque poco profonde del Delta del Nilo in Egitto. La scoperta è stata allacciata alla produzione in soli 2 mesi; il gas e i condensati sono inviati all'impianto di trattamento di Abu Madi distante circa 25 chilometri dalla scoperta.
Scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Nkala Marine nel permesso Marine XII nella acque poco profonde del Congo. La nuova scoperta si aggiunge a quelle già realizzate di Litchendjili, Nené Marine e Minsala Marine.
Ingresso nel settore petrolifero del Messico grazie alla firma di un Production Sharing Contract in qualità di operatore (quota Eni 100%) del Blocco 1 per la delineazione e sviluppo delle scoperte di petrolio Amoca, Miztón e Tecoalli in acque poco profonde del Golfo del Messico meridionale. Le scoperte sono stimate contenere 800 milioni di barili di olio e 14 miliardi di metri cubi di gas associato in posto.
Venduta a Total la licenza d'uso della tecnologia proprietaria EST (Eni Slurry Technology) per la raffinazione di greggi pesanti ed extra-pesanti.
Avviato il giacimento giant a gas Perla nell'offshore venezuelano con un potenziale di 480 miliardi di metri cubi di gas in posto (3,1 miliardi di barili di olio equivalente). Si tratta di uno degli start up più significativi del 2015, con un time-to-market di soli 5 anni, tra i migliori dell'industria. Il conseguimento del plateau target di circa 34 milioni di metri cubi/giorno è previsto nel 2020. La produzione è venduta alla società di Stato PDVSA in base a un contratto con durata fino al 2036.
Finalizzato l'accordo preliminare con KazMunayGas per l'acquisizione del 50% dei diritti di ricerca e produzione del blocco di Isatay nel Mar Caspio.
Firmati con la società di Stato indonesiana PT Pertamina i contratti di compravendita del GNL che sarà prodotto dal campo Jangkrik (operato da Eni con il 55%) per un volume complessivo di 1,4 milioni di tonnellate/anno a partire dal 2017. Tali accordi consentono di finalizzare lo sviluppo del giacimento.
In Ghana conseguita la decisione finale di investimento per lo sviluppo del progetto integrato a olio e gas OCTP (Eni operatore, 47,22%) con first oil previsto nel 2017.
In Egitto finalizzato un accordo petrolifero che prevede investimenti di \$5 miliardi (al 100%) per lo sviluppo del potenziale minerario
(6) In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. pag. 26.
locale. Finalizzata la revisione di alcuni parametri e termini dei contratti petroliferi esistenti, con effetti economici retroattivi al 1 gennaio 2015. L'accordo comprende la definizione di nuove forme di recupero dei crediti commerciali scaduti vantati da Eni per forniture di idrocarburi nei confronti delle Compagnie di Stato.
In Egitto assegnati tre Concession Agreement relativi ai blocchi Southwest Melehia nel deserto occidentale, Karawan e North Leil nell'offshore del Mediterraneo. Nell'ottobre 2015 aggiudicate due ulteriori nuove licenze esplorative offshore con i blocchi North El Hammad (operato con la quota del 37,5%) e North Ras El Esh (quota 50%).
Scoperta a gas nella concessione Latif (Eni 33,3%) in Pakistan.
In Myanmar ottenuti due Production Sharing Contract (PSC) per l'esplorazione dei blocchi offshore MD-02 e MD-04.
In Norvegia acquisiti il 40% e l'operatorship della licenza esplorativa PL 806 nel Mare di Barents e il 13,12% della PL 044C nel Mare del Nord.
Nel Regno Unito assegnate quattro licenze esplorative situate nel Mare del Nord centrale; perfezionata l'acquisizione di tre licenze nel Mare del Nord meridionale.
In Angola ottenuta l'estensione di tre anni del periodo esplorativo relativo al Blocco 15/06 dove è stato avviato a fine 2014 il progetto operato West Hub.
L'outlook 2015 è caratterizzato dal rallentamento della crescita globale a causa della frenata dell'attività economica in Cina e in altre economie emergenti, che ha trainato al ribasso le quotazioni delle commodity. In tale contesto il prezzo del petrolio ha registrato una rilevante contrazione scendendo nei mesi estivi al di sotto dei 50 \$/barile (riferimento Brent). I fondamentali del mercato petrolifero rimangono deboli a causa dell'eccesso di offerta e dei timori di indebolimento della domanda, che nel corso del 2015 sta mostrando una ripresa significativa. Su base annua i prezzi del petrolio sono previsti in significativo ridimensionamento. Nel settore Exploration & Production il management ha definito iniziative di efficienza e ottimizzazione degli investimenti e dei costi operativi mantenendo un solido focus sull'esecuzione e time-to-market dei progetti per attenuare l'effetto negativo della caduta del prezzo. Nei settori downstream del gas, della raffinazione e della chimica, in considerazione dei fattori di criticità strutturale dovuti all'eccesso di offerta e alla pressione competitiva su scala worldwide, il management ha definito e attuato iniziative di recupero di efficienza, rinegoziazione dei contratti e ottimizzazione degli assetti produttivi con l'obiettivo di conseguire risultati economici e cash flow positivi su base strutturale.
Di seguito le previsioni del management sulle principali metriche dei business Eni:
produzione di idrocarburi: è prevista una solida crescita rispetto al 2014 di circa il 9% grazie agli avvii e ai ramp-up di giacimenti avviati nel 2014, principalmente in Venezuela, Norvegia, Stati Uniti, Angola, Egitto e Congo e ai maggiori volumi attesi in Libia;
vendite di gas: sono previste stabili rispetto al 2014 escludendo l'effetto della cessione degli asset in Germania e a parità di condizioni climatiche. Il management intende puntare sull'innovazione commerciale nel segmento grandi clienti e in quello retail per contrastare la pressione competitiva. Grazie alle azioni commerciali e alle rinegoziazioni definite è previsto un sostanziale recupero dei volumi di gas prepagati in precedenti esercizi outstanding alla data del bilancio 2014;
lavorazioni in conto proprio: escludendo l'effetto della cessione della quota di capacità nella raffineria CRC in Repubblica Ceca, completata il 30 aprile 2015, sono previste in aumento rispetto al 2014 per effetto del miglioramento dello scenario e della migliore performance attesa dell'impianto di conversione EST presso Sannazzaro. In aumento le produzioni di biocarburanti del sito di Venezia; - vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d'Europa: sono previste in leggera flessione in Italia in un quadro di domanda maggiormente dinamica rispetto al debole trend degli anni precedenti e di forte pressione competitiva, con una migliore performance della rete di proprietà. In leggero miglioramento le vendite all'estero escludendo l'effetto della cessione delle reti in Europa dell'Est.
Nel 2015 il management ha previsto iniziative di ottimizzazione e riprogrammazione dei progetti d'investimento con conseguente riduzione dello spending a parità di cambio e altre variazioni rispetto al 2014 (-17%) in risposta al trend ribassista del prezzo del petrolio; tali azioni avranno un impatto nel complesso limitato sui piani di crescita delle produzioni a breve e medio termine. Esclusa Saipem, investimenti autofinanziati con il cash flow operativo già a partire dal 2015 allo scenario di prezzo del Brent di 55 \$/ barile. Leverage ben al di sotto del limite del 30% grazie all'operazione Saipem.
Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al terzo e al secondo trimestre 2015 e al terzo trimestre 2014 e ai nove mesi 2015 e 2014. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 30 settembre 2015, 30 giugno 2015 e al 31 dicembre 2014. La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella Relazione finanziaria semestrale consolidata e nella Relazione finanziaria annuale consolidata. Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie sono state redatte conformemente ai criteri di rilevazione e valutazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS), emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002. I criteri di rilevazione e valutazione adottati nella preparazione della situazione contabile al 30 settembre 2015 sono gli stessi adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale 2014 e della Relazione finanziaria semestrale 2015, ai quali si rinvia.
Dal 1° gennaio 2015 la segment information Eni è stata modificata per allineare i reportable segment di Eni ad alcuni cambiamenti nell'assetto organizzativo e di responsabilità definiti dal management. Le principali variazioni hanno riguardato:
i risultati delle attività di trading di greggio e prodotti petroliferi e le associate attività di risk management che sono stati trasferiti al settore G&P, coerentemente con la struttura organizzativa definita (nei precedenti reporting period tali attività erano riportate nel segmento R&M);
i risultati dei due segmenti operativi Versalis e R&M, che sono stati combinati in un unico reportable segment poiché organizzativamente unificati e in considerazione delle previsioni di ritorni economici simili;
i segmenti "Corporate e società finanziarie" e "Altre attività" sono stati accorpati poiché residuali.
I risultati dei periodi di confronto sono stati oggetto di riesposizione per conformarli a tali cambiamenti (v. tavole presentate). Per maggiori informazioni sul nuovo segmental reporting Eni si rinvia alle note del comunicato stampa relativo ai risultati del primo trimestre 2015 pubblicato il 29 aprile 2015 e alla Relazione finanziaria semestrale pubblicata il 7 agosto 2015.
| (€ milioni) | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| PUBBLICATO | E&P | G&P | R&M | Versalis | I&C | Corporate e società finanziarie |
Altre attività |
Elisioni | Totale Gruppo |
| III Trim. 2014 | |||||||||
| Ricavi della gestione caratteristica | 7.285 | 5.533 | 14.539 | 1.285 | 3.509 | 308 | 17 | (5.876) | 26.600 |
| Utile operativo | 3.072 | (352) | (219) | (120) | 150 | (69) | (27) | 144 | 2.579 |
| Utile operativo adjusted | 3.088 | (109) | 39 | (98) | 155 | (65) | (42) | 64 | 3.032 |
| Nove mesi 2014 | |||||||||
| Ricavi della gestione caratteristica | 22.087 | 20.315 | 43.225 | 4.089 | 9.475 | 979 | 51 | (17.065) | 83.156 |
| Utile operativo | 9.293 | 301 | (842) | (406) | 441 | (212) | (172) | 77 | 8.480 |
| Utile operativo adjusted | 9.519 | 202 | (403) | (280) | 448 | (204) | (130) | 99 | 9.251 |
| Esercizio 2014 | |||||||||
| Ricavi della gestione caratteristica | 28.488 | 28.250 | 56.153 | 5.284 | 12.873 | 1.378 | 78 | (22.657) | 109.847 |
| Utile operativo | 10.766 | 186 | (2.229) | (704) | 18 | (246) | (272) | 398 | 7.917 |
| Utile operativo adjusted | 11.551 | 310 | (208) | (346) | 479 | (265) | (178) | 231 | 11.574 |
| Attività direttamente attribuibili | 68.113 | 16.603 | 12.993 | 3.059 | 14.210 | 1.042 | 258 | (486) | 115.792 |
(€ milioni)
| R&M e | e altre | Totale | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| RIESPOSTO | E&P | G&P | Chimica | I&C | attività | Elisioni | Gruppo |
| III Trim. 2014 | |||||||
| Ricavi della gestione caratteristica | 7.285 | 17.311 | 7.859 | 3.509 | 318 | (9.682) | 26.600 |
| Utile operativo | 3.072 | (414) | (277) | 150 | (96) | 144 | 2.579 |
| Utile operativo adjusted | 3.088 | (180) | 12 | 155 | (107) | 64 | 3.032 |
| Nove mesi 2014 | |||||||
| Ricavi della gestione caratteristica | 22.087 | 55.252 | 22.314 | 9.475 | 1.009 | (26.981) | 83.156 |
| Utile operativo | 9.293 | 178 | (1.125) | 441 | (384) | 77 | 8.480 |
| Utile operativo adjusted | 9.519 | 76 | (557) | 448 | (334) | 99 | 9.251 |
| Esercizio 2014 | |||||||
| Ricavi della gestione caratteristica | 28.488 | 73.434 | 28.994 | 12.873 | 1.429 | (35.371) | 109.847 |
| Utile operativo | 10.766 | 64 | (2.811) | 18 | (518) | 398 | 7.917 |
| Utile operativo adjusted | 11.551 | 168 | (412) | 479 | (443) | 231 | 11.574 |
| Attività direttamente attribuibili | 68.113 | 19.342 | 13.313 | 14.210 | 1.300 | (486) | 115.792 |
Il contenuto e il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance è spiegato da note esplicative dedicate, in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b. Il management ritiene che i risultati adjusted consentano di facilitare l'analisi dell'andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali.
Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Massimo Mondazzi, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154-bis del TUF che l'informativa contabile nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.
Art. 36 del Regolamento Mercati Consob (adottato con Delibera Consob n. 16191/2007 e successive modifiche): condizioni per la quotazione in borsa di società controllanti società costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea.
Alla data del 30 settembre 2015 le prescrizioni regolamentari dell'art. 36 del Regolamento Mercati si applicano alle società controllate: Burren Energy (Bermuda) Ltd, Eni Congo SA, Eni Norge AS, Eni Petroleum Co Inc, NAOC - Nigerian Agip Oil Co Ltd, Nigerian Agip Exploration Ltd, Burren Energy (Congo) Ltd, Eni Finance USA Inc, Eni Trading & Shipping Inc ed Eni Canada Holding Ltd. Sono state adottate le procedure adeguate che assicurano la completa compliance alla predetta normativa.
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Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali (" forward-looking statements"), in particolare nella sezione "Evoluzione prevedibile della gestione", relative a: piani di investimento, dividendi, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forwardlooking 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 sociopolitica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l'impatto delle regolamentazioni dell'industria degli idrocarburi, del settore dell'energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell'applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l'azione della concorrenza. In relazione alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all'andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l'utile operativo e la variazione dell'indebitamento finanziario netto del trimestre non possono essere estrapolati su base annuale.
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Ufficio Stampa: Tel. +39.0252031875 - +39.0659822030 Numero verde azionisti (dall'Italia): 800940924 Numero verde azionisti (dall'estero): +80011223456 Centralino: +39.0659821
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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 terzo trimestre e dei nove mesi 2015 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni all'indirizzo eni.com.
(€ milioni) III trim. 2014 II trim. 2015 III trim. 2015 Var. % III trim. 15 vs 14 Nove mesi 2014 2015 Var. % 26.600 22.193 18.807 (29,3) Ricavi della gestione caratteristica 83.156 64.786 (22,1) 2.579 394 61 (97,6) Utile operativo 8.480 2.006 (76,3) 190 (66) 486 Eliminazione (utile) perdita di magazzino 205 545 263 434 205 Esclusione special item 566 530 3.032 762 752 (75,2) Utile operativo adjusted 9.251 3.081 (66,7) Dettaglio per settore di attività 3.088 1.533 757 (75,5) Exploration & Production 9.519 3.245 (65,9) (180) 31 (469) .. Gas & Power 76 (144) .. 12 105 335 .. Refining & Marketing e Chimica (557) 561 .. 155 (740) 148 (4,5) Ingegneria & Costruzioni 448 (432) .. (107) (123) (56) 47,7 Corporate e altre attività (334) (268) 19,8 64 (44) 37 Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato(a) 99 119 2.877 1.502 604 (79,0) Utile operativo adjusted senza Saipem 8.803 3.513 (60,1) (166) (256) (214) Proventi (oneri) finanziari netti(b) (639) (655) 107 152 4 Proventi (oneri) su partecipazioni(b) 588 455 (1.766) (965) (775) Imposte sul reddito(b) (5.840) (2.717) 59,4 146,7 143,0 Tax rate (%) 63,5 94,3 1.207 (307) (233) .. Utile netto adjusted 3.360 164 (95,1) 1.714 (113) (952) .. Utile netto di competenza azionisti Eni 3.675 (361) .. 133 (46) 332 Eliminazione (utile) perdita di magazzino 144 373 (678) 298 363 Esclusione special item (576) 518 1.169 139 (257) .. Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni 3.243 530 (83,7) 1.127 448 (289) .. Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni senza Saipem 3.108 759 (75,6) Utile netto di competenza azionisti Eni 0,48 (0,04) (0,26) .. per azione (€) 1,02 (0,10) .. 1,27 (0,09) (0,58) .. per ADR (\$) 2,76 (0,22) .. Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni 0,32 0,04 (0,07) .. per azione (€) 0,90 0,15 (83,3) 0,85 0,09 (0,16) .. per ADR (\$) 2,44 0,33 (86,5) 3.608,3 3.601,1 3.601,1 Numero medio ponderato delle azioni in circolazione(c) 3.612,7 3.601,1 3.984 3.374 1.710 (57,1) Flusso di cassa netto da attività operativa 9.724 7.388 (24,0) 3.083 3.338 2.416 (21,6) Investimenti tecnici 8.607 8.653 0,5
(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).
| III trim. | II trim. | III trim. | Var. % III trim. | Nove mesi | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 15 vs 14 | 2014 | 2015 | Var. % | |
| 101,85 | 61,92 | 50,26 | (50,7) | Prezzo medio del greggio Brent dated(a) | 106,57 | 55,39 | (48,0) |
| 1,325 | 1,105 | 1,112 | (16,1) | Cambio medio EUR/USD(b) | 1,355 | 1,114 | (17,8) |
| 76,87 | 56,04 | 45,20 | (41,2) | Prezzo medio in euro del greggio Brent dated | 78,65 | 49,72 | (36,8) |
| 4,39 | 9,13 | 10,04 | Standard Eni Refining Margin (SERM)(c) | 2,62 | 8,91 | ||
| 7,03 | 6,84 | 6,42 | (8,7) | Prezzo gas NBP(d) | 8,18 | 6,84 | (16,4) |
| 0,20 | (0,01) | 0,00 | Euribor - a tre mesi (%) | 0,30 | 0,00 | ||
| 0,20 | 0,28 | 0,31 | 55,0 | Libor - dollaro a tre mesi (%) | 0,20 | 0,28 | 40,0 |
(a) In USD per barile. Fonte: Platt's Oilgram.
(b) Fonte: BCE.
(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie.
(d) In USD per milioni di BTU (British Thermal Unit). Fonte: Platt's Oilgram.
Nel terzo trimestre 2015 Eni ha registrato l'utile operativo di €61 milioni e la perdita netta di €952 milioni, a fronte rispettivamente dell'utile operativo di €2.579 milioni e dell'utile netto di €1.714 milioni nel terzo trimestre 2014. La performance operativa è stata penalizzata dal crollo delle quotazioni del petrolio (-51% per il riferimento Brent) che ha determinato la contrazione dei ricavi del settore E&P e la riduzione del valore delle scorte di greggio e prodotti petroliferi valutate al costo medio ponderato. Inoltre si evidenzia la performance negativa del settore G&P (in perdita per €577 milioni) dovuta principalmente all'utilizzo del gas prepagato in precedenti esercizi che ha un costo d'iscrizione maggiore rispetto al costo medio dell'approvvigionato corrente dell'Eni e all'effetto scenario negativo relativo ad alcune vendite al settore large.
Queste riduzioni sono state parzialmente compensate dalla crescita delle produzioni, dall'effetto cambio e dai benefici delle azioni di efficienza e di ottimizzazione degli assetti industriali, in particolare nel business Chimica (+€236 milioni).
Sulla perdita del trimestre ha inciso in misura importante l'aumento del tax rate in particolare nel settore E&P.
I nove mesi 2015 chiudono con un peggioramento della performance operativa del 76% e una perdita netta di €361 milioni. Tali trend riflettono gli stessi driver evidenziati nel commento ai risultati del trimestre, nonché il peggioramento dei risultati della Saipem (-€1.076 milioni) riconducibile alla perdita straordinaria del secondo trimestre 2015.
Nel terzo trimestre 2015 l'utile operativo adjusted esclusa Saipem è stato di €604 milioni con una riduzione del 79% rispetto al terzo trimestre 2014 (€3.513 milioni, -60,1% nei nove mesi). La perdita netta adjusted di competenza degli azionisti Eni esclusa Saipem nel terzo trimestre 2015 ammonta a €289 milioni con un peggioramento di €1.416 milioni rispetto al terzo trimestre 2014 (riduzione dell'utile netto adjusted di €2.349 milioni rispetto ai nove mesi 2014, pari a -75,6%).
Su base consolidata l'utile operativo adjusted del trimestre è stato di €752 milioni con una flessione del 75,2%; la perdita netta adjusted di €257 milioni evidenzia un peggioramento di €1.426 milioni rispetto all'utile netto adjusted del terzo trimestre 2014. Le rettifiche positive di €695 milioni hanno riguardato la perdita di magazzino di €332 milioni e gli special item costituiti da oneri netti di €363 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 (proventi pari a €20 milioni).
Nei nove mesi 2015, su base consolidata l'utile operativo adjusted è stato di €3.081 milioni con una flessione del 66,7%; l'utile netto adjusted di €530 milioni è diminuito dell'83,7%, dopo aver escluso la perdita di magazzino di €373 milioni e gli special item costituiti da oneri netti di €518 milioni, con una rettifica complessiva positiva di €891 milioni.
Gli special item dell'utile operativo sono rappresentati da oneri netti di €205 milioni e €530 milioni rispettivamente nel trimestre e nei nove mesi, relativi principalmente a: (i) plusvalenze da cessione (€385 milioni nei nove mesi) riferite in particolare a proprietà oil&gas non strategiche in Nigeria; (ii) la componente valutativa di derivati su commodity privi dei requisiti per essere contabilizzati in hedge accounting (proventi di €134 milioni e oneri di €23 milioni rispettivamente nel trimestre e nei nove mesi); (iii) svalutazioni (€29 milioni e €380 milioni nel trimestre e nei nove mesi) relative principalmente a mezzi e basi logistiche di Saipem (€211 milioni) per le minori prospettive di utilizzo, a una proprietà oil&gas in Regno Unito e investimenti di periodo su asset svalutati in precedenti esercizi nel settore Refining & Marketing e Chimica; (iv) accantonamenti per oneri ambientali (€32 milioni e €176 milioni nei due periodi) e per incentivazione all'esodo (€13 milioni e €29 milioni, rispettivamente); (v) un onere di €205 milioni (rilevato nel trimestre) dovuto alla rettifica della stima dei crediti per fatture da emettere per vendite di energia elettrica ai clienti retail Italia negli ultimi cinque esercizi. E' in corso un'analoga rivisitazione della stessa stima relativa alle vendite di gas alla clientela retail Italia, al cui esito entro il quarto trimestre 2015 sono possibili ulteriori rettifiche di importo anche significativo dei crediti stanziati per fatture da emettere.
Gli special item non operativi escludono principalmente la componente valutativa negativa dei derivati su cambi relativi alle commesse Saipem per la parte di lavori non ancora eseguiti (onere di €49 milioni nei nove mesi). Gli special item relativi alle imposte sul reddito comprendono oltre all'effetto d'imposta degli oneri/proventi special, il reversal del fondo imposte differite a seguito di modifiche della normativa fiscale in Regno Unito.
| (€ milioni) | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 31 dic. 2014 | 30 giu. 2015 | 30 sett. 2015 | Var. ass. vs. 31 dic. 2014 |
Var. ass. vs. 30 giu. 2015 |
|
| Capitale immobilizzato | |||||
| Immobili, impianti e macchinari | 71.962 | 76.845 | 75.894 | 3.932 | (951) |
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | 1.581 | 1.571 | 1.330 | (251) | (241) |
| Attività immateriali | 3.645 | 3.551 | 3.465 | (180) | (86) |
| Partecipazioni | 5.130 | 5.575 | 5.394 | 264 | (181) |
| Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 1.861 | 2.196 | 2.305 | 444 | 109 |
| Debiti netti relativi all'attività di investimento | (1.971) | (2.037) | (1.823) | 148 | 214 |
| 82.208 | 87.701 | 86.565 | 4.357 | (1.136) | |
| Capitale di esercizio netto | |||||
| Rimanenze | 7.555 | 7.386 | 7.642 | 87 | 256 |
| Crediti commerciali | 19.709 | 18.293 | 15.842 | (3.867) | (2.451) |
| Debiti commerciali | (15.015) | (14.253) | (12.453) | 2.562 | 1.800 |
| Debiti tributari e fondo imposte netto | (1.865) | (2.314) | (1.586) | 279 | 728 |
| Fondi per rischi e oneri | (15.898) | (16.387) | (16.217) | (319) | 170 |
| Altre attività (passività) d'esercizio | 222 | 1.121 | 1.123 | 901 | 2 |
| (5.292) | (6.154) | (5.649) | (357) | 505 | |
| Fondi per benefici ai dipendenti | (1.313) | (1.304) | (1.337) | (24) | (33) |
| Attività destinate alla vendita e passività | |||||
| direttamente associabili | 291 | 106 | 9 | (282) | (97) |
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 75.894 | 80.349 | 79.588 | 3.694 | (761) |
| Patrimonio netto degli azionisti Eni | 59.754 | 61.891 | 59.155 | (599) | (2.736) |
| Interessenze di terzi | 2.455 | 1.981 | 2.019 | (436) | 38 |
| Patrimonio netto | 62.209 | 63.872 | 61.174 | (1.035) | (2.698) |
| Indebitamento finanziario netto | 13.685 | 16.477 | 18.414 | 4.729 | 1.937 |
| COPERTURE | 75.894 | 80.349 | 79.588 | 3.694 | (761) |
| Leverage | 0,22 | 0,26 | 0,30 | 0,08 | 0,04 |
II deprezzamento registrato nel cambio puntuale euro/dollaro rispetto al 31 dicembre 2014 (cambio EUR/USD 1,12 al 30 settembre 2015, contro 1,214 al 31 dicembre 2014, -7,7%) ha determinato, nella conversione dei bilanci espressi in moneta diversa dall'euro ai cambi del 30 settembre 2015, un aumento del capitale investito netto di €3.227 milioni e del patrimonio netto di €3.325 milioni e una riduzione dell'indebitamento finanziario netto di €98 milioni.
Il capitale immobilizzato (€86.565 milioni) è aumentato di €4.357 milioni rispetto al 31 dicembre 2014 per effetto del movimento dei cambi e degli investimenti tecnici (€8.653 milioni), parzialmente assorbiti dagli ammortamenti e svalutazioni del periodo (€8.505 milioni).
Il capitale di esercizio netto (-€5.649 milioni) è diminuito di €357 milioni per effetto del decremento del saldo crediti/debiti commerciali (-€1.305 milioni) principalmente nel settore G&P, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dall'incremento delle altre attività nette (+€901 milioni) dovuto alla maggiore esposizione verso i partner in joint venture nella E&P, in parte compensato dall'utilizzo del deferred cost relativo al gas prepagato in esercizi precedenti nel settore G&P.
Il patrimonio netto comprese le interessenze di terzi (€61.174 milioni) è diminuito di €1.035 milioni. Tale riduzione è dovuta alla distribuzione dei dividendi e altri movimenti di patrimonio di €3.485 milioni (saldo dividendo 2014 e acconto dividendo Eni per l'esercizio 2015 di €3.457 milioni e dividendi ad altre entità minori), i cui effetti sono stati parzialmente compensati dall'utile complessivo di periodo (€2.450 milioni) dato dalla perdita di conto economico di €855 milioni assorbita dalle differenze cambio da conversione positive dovute in particolare alla traduzione in euro dei bilanci aventi il dollaro come moneta funzionale (€3.325 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 di solidità/equilibrio della struttura finanziaria (leverage).
(€ milioni)
| III trim. | II trim. | III trim. | Nove mesi | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 2014 | 2015 | Var. ass. | |
| 1.596 | (561) | (912) | Utile netto | 3.514 | (855) | (4.369) |
| Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operativa: | ||||||
| 2.608 | 3.343 | 2.854 | - ammortamenti e altri componenti non monetari | 7.546 | 8.502 | 956 |
| (86) | (22) | (99) | - plusvalenze nette su cessioni di attività | (106) | (449) | (343) |
| 791 | 1.003 | 912 | - dividendi, interessi e imposte | 5.004 | 2.714 | (2.290) |
| 1.069 | 802 | 79 | Variazione del capitale di esercizio | (620) | 1.297 | 1.917 |
| (1.994) | (1.191) | (1.124) | Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati | (5.614) | (3.821) | 1.793 |
| 3.984 | 3.374 | 1.710 | Flusso di cassa netto da attività operativa | 9.724 | 7.388 | (2.336) |
| (3.083) | (3.338) | (2.416) | Investimenti tecnici | (8.607) | (8.653) | (46) |
| (91) | (47) | (63) | Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda | (284) | (171) | 113 |
| 217 | 97 | 261 | Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate | 3.231 | 905 | (2.326) |
| 44 | 220 | (315) | Altre variazioni relative all'attività di investimento | (47) | (691) | (644) |
| 1.071 | 306 | (823) | Free cash flow | 4.017 | (1.222) | (5.239) |
| 60 | 197 | 52 | Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento | 96 | 77 | (19) |
| (143) | (267) | 2.169 | Variazione debiti finanziari correnti e non correnti | 205 | 3.332 | 3.127 |
| (2.075) | (2.019) | (1.435) | Flusso di cassa del capitale proprio | (4.310) | (3.454) | 856 |
| 40 | (21) | 3 | Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità | 32 | 85 | 53 |
| (1.047) | (1.804) | (34) | FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO | 40 | (1.182) | (1.222) |
| (€ milioni) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| III trim. | II trim. | III trim. | Nove mesi | |||
| 2014 | 2015 | 2015 | 2014 | 2015 | Var. ass. | |
| 1.071 | 306 | (823) | Free cash flow | 4.017 | (1.222) | (5.239) |
| Debiti e crediti finanziari società acquisite | (19) | 19 | ||||
| 65 | Debiti e crediti finanziari società disinvestite | 83 | 83 | |||
| (232) | 376 | 256 | Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni | (562) | (136) | 426 |
| (2.075) | (2.019) | (1.435) | Flusso di cassa del capitale proprio | (4.310) | (3.454) | 856 |
| (1.236) | (1.337) | (1.937) | VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO | (874) | (4.729) | (3.855) |
Il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di €7.388 milioni. Tale flusso di cassa e gli incassi da dismissioni di €905 milioni, relativi alla cessione di asset non strategici principalmente nel settore Exploration & Production, hanno finanziato in buona parte gli investimenti tecnici dei nove mesi (€8.653 milioni). Il pagamento del saldo dividendo Eni 2014 e dell'acconto dividendo 2015 è stato di €3.434 milioni. Al 30 settembre 2015 l'indebitamento finanziario netto ammonta a €18.414 milioni con un aumento di €4.729 milioni rispetto al 31 dicembre 2014.
Seguono le informazioni sull'andamento operativo ed economico-finanziario dei settori di attività Eni nel terzo trimestre e nei nove mesi 2015.
(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.
| III trim. | II trim. | III trim. | Var. % III trim. | Nove mesi | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 15 vs 14 | RISULTATI | (€ milioni) | 2014 | 2015 | Var. % |
| 7.285 3.072 |
6.200 1.471 |
5.047 701 |
(30,7) (77,2) |
Ricavi della gestione caratteristica Utile operativo |
22.087 9.293 |
16.459 3.470 |
(25,5) (62,7) |
|
| 16 | 62 | 56 | Esclusione special item: | 226 | (225) | |||
| (4) | 49 | - svalutazioni di asset e altre attività | 183 | 49 | ||||
| (4) | (38) | - plusvalenze nette su cessione di asset | 2 | (376) | ||||
| - accantonamenti a fondo rischi | (5) | |||||||
| 1 | 9 | 7 | - oneri per incentivazione all'esodo | 21 | 17 | |||
| 1 | 20 | (5) | - derivati su commodity | 3 | 26 | |||
| 15 | (3) | 12 | - differenze e derivati su cambi | 22 | (8) | |||
| 3 | (9) | 80 | - altro | 67 | ||||
| 3.088 | 1.533 | 757 | (75,5) | Utile operativo adjusted | 9.519 | 3.245 | (65,9) | |
| (87) | (69) | (73) | Proventi (oneri) finanziari netti (a) | (221) | (210) | |||
| 92 | 123 | 6 | Proventi (oneri) su partecipazioni (a) | 238 | 153 | |||
| (1.869) | (1.016) | (760) | Imposte sul reddito(a) | (5.848) | (2.569) | |||
| 60,4 | 64,0 | 110,1 | Tax rate (%) | 61,3 | 80,6 | |||
| 1.224 | 571 | (70) | Utile netto adjusted | 3.688 | 619 | (83,2) | ||
| I risultati includono: | ||||||||
| 2.018 | 2.498 | 2.238 | 10,9 | - ammortamenti e svalutazioni di asset | 6.279 | 6.980 | 11,2 | |
| di cui: | ||||||||
| 352 | 238 | 280 | (20,5) | ammortamenti di ricerca esplorativa | 1.168 | 799 | (31,6) | |
| 275 | 167 | 214 | (22,2) | - costi di perforazione pozzi esplorativi e altro | 933 | 597 | (36,0) | |
| 77 | 71 | 66 | (14,3) | - costi di prospezioni e studi geologici e geofisici | 235 | 202 | (14,0) | |
| 2.712 | 3.194 | 2.185 | (19,4) | Investimenti tecnici | 7.400 | 7.980 | 7,8 | |
| di cui: | ||||||||
| 287 | 205 | 246 | (14,3) | - ricerca esplorativa (b) | 984 | 693 | (29,6) | |
| Produzioni (c) (d) | ||||||||
| 812 | 903 | 868 | 6,9 | Petrolio (e) | (migliaia di barili/giorno) | 815 | 877 | 7,6 |
| 119 | 132 | 130 | 9,2 | Gas naturale | (milioni di metri cubi/giorno) | 119 | 131 | 10,1 |
| 1.576 | 1.754 | 1.703 | 8,1 | Idrocarburi | (migliaia di boe/giorno) | 1.581 | 1.718 | 8,7 |
| Prezzi medi di realizzo | ||||||||
| 92,61 | 55,60 | 43,97 | (52,5) | Petrolio(e) | (\$/bbl) | 97,46 | 49,59 | (49,1) |
| 229,40 | 163,51 | 157,05 | (31,5) | Gas naturale | (\$/kmc) | 245,53 | 166,94 | (32,0) |
| 66,39 | 41,96 | 34,57 | (47,9) | Idrocarburi | (\$/boe) | 69,98 | 38,37 | (45,2) |
| Prezzi medi dei principali marker di mercato |
||||||||
| 101,85 | 61,92 | 50,26 | (50,7) | Brent dated | (\$/bbl) | 106,57 | 55,39 | (48,0) |
| 76,87 | 56,04 | 45,20 | (41,2) | Brent dated | (€/bbl) | 78,65 | 49,72 | (36,8) |
| 97,48 | 57,84 | 46,37 | (52,4) | West Texas Intermediate | (\$/bbl) | 99,76 | 50,92 | (49,0) |
| 3,94 | 2,73 | 2,75 | (30,2) | Gas Henry Hub | (\$/mmbtu) | 4,57 | 2,78 | (39,2) |
(a) Escludono gli special item.
(b) Include costi di acquisizione di licenze e bonus di firma.
(c) Ulteriori dati sono forniti a pag.33.
(d) Include la quota Eni della produzione di società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. (e) Include i condensati.
Nel terzo trimestre 2015 il settore Exploration & Production ha conseguito l'utile operativo adjusted di €757 milioni con una riduzione di €2.331 milioni rispetto al terzo trimestre 2014, pari al 75,5%, per effetto della flessione dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gas (-52,5% e -31,5%, rispettivamente) in relazione all'andamento del marker Brent (-50,7%) e alla debolezza dei prezzi del gas in Europa e Stati Uniti. Tali effetti sono stati solo in parte compensati dall'effetto cambio, dalla maggiore produzione venduta, da recuperi di efficienza (minori opex) e dai minori costi per attività esplorativa.
In considerazione del sensibile calo delle quotazioni del petrolio, la società ha determinato gli ammortamenti delle proprietà oil&gas del terzo trimestre in base allo unit-of-production rate ottenuto stimando l'impatto della variazione del prezzo sulle riserve certe sviluppate di spettanza in tutti contratti PSA in portafoglio. Ai fini di questo calcolo è stato utilizzato il riferimento Brent di 63 \$/barile corrispondenti alla media rolling al 30 settembre 2015 (media aritmetica semplice dei prezzi rilevati il primo giorno di ciascuno dei dodici mesi compresi chiusi il 30 settembre 2015).
Il settore ha registrato la perdita netta adjusted di €70 milioni, con una flessione di €1.294 milioni rispetto all'utile di €1.224 milioni conseguito nel terzo trimestre 2014, per effetto della contrazione del risultato operativo e dell'aumento del tax rate che si attesta al 110,1% a causa del debole scenario che concentra gli utili ante imposte nei paesi a maggiore fiscalità e determina una maggiore incidenza percentuale dei costi fiscalmente non valorizzati, fra i quali la ricerca di successo di progetti non ancora sanzionati.
Nei nove mesi 2015 il settore Exploration & Production ha conseguito l'utile operativo adjusted di €3.245 milioni con una riduzione di €6.274 milioni rispetto ai nove mesi 2014, pari al 65,9%, per effetto degli stessi driver evidenziati nel commento dei risultati del trimestre.
Nei nove mesi è stata rilevata una rettifica negativa per special item di €225 milioni relativi principalmente: (i) alla svalutazione di una proprietà oil&gas (€49 milioni) in Regno Unito; (ii) al fair value di derivati impliciti nelle formule prezzo di fornitura del gas (oneri di €26 milioni); (iii) alle plusvalenze nette sulle cessioni di asset non strategici (€376 milioni), principalmente in Nigeria.
L'utile netto adjusted di €619 milioni è diminuito di €3.069 milioni rispetto ai nove mesi 2014, pari all'83,2%, per effetto della contrazione del risultato operativo e dell'incremento del tax rate.
La produzione di idrocarburi del terzo trimestre 2015 è stata di 1,703 milioni di boe/giorno, in aumento dell'8,1% (1,718 milioni di boe/giorno nei nove mesi; +8,7%). Escludendo l'effetto prezzo nei Production Sharing Agreement la produzione registra un incremento del 4,3% (+4,9% nei nove mesi) dovuto al contributo degli avvii e dei ramp-up di giacimenti avviati a fine 2014 principalmente in Angola, Venezuela, Stati Uniti, Regno Unito, Egitto e delle maggiori produzioni in Libia. Tali incrementi sono stati parzialmente compensati dal declino delle produzioni mature. Gli avvii dell'anno e il ramp-up dei giacimenti hanno contribuito con 142 mila boe/giorno. La quota di produzione estera è stata del 90% nel trimestre e nei nove mesi (89% nei periodi di confronto).
La produzione di petrolio (868 mila barili/giorno) è aumentata di 56 mila barili/giorno rispetto al terzo trimestre 2014 (+6,9%) con incrementi essenzialmente in Angola ed Egitto. La produzione di gas naturale (130 milioni di metri cubi/giorno) è aumentata di 11 milioni di metri cubi/giorno (+9,2%). Gli start-up/ramp-up del periodo, in particolare in Regno Unito, Venezuela e Stati Uniti, nonché le maggiori produzioni in Libia hanno più che compensato i declini delle produzioni mature.
Nei nove mesi 2015 la produzione di petrolio (877 mila barili/giorno) è aumentata di 62 mila barili/giorno, pari al 7,6%, a seguito essenzialmente degli start-up e ramp-up di periodo. La produzione di gas naturale (131 milioni di metri cubi/giorno) è aumentata di 12 milioni di metri cubi/giorno rispetto ai nove mesi 2014, pari al 10,1%.
Nei nove mesi si segnalano i seguenti avvii produttivi: (i) Kizomba Satellite Fase 2, nel blocco 15, nell'offshore dell'Angola, con un totale di circa 190 milioni di barili di olio di riserve recuperabili e un picco produttivo atteso di 70.000 barili/giorno; (ii) Cinguvu nell'ambito del progetto West Hub Development nel blocco 15/06 in Angola, secondo campo a entrare in produzione dopo Sangos avviato nel 2014 con una produzione complessiva circa 60.000 barili/giorno; (iii) Nené in Congo nel Blocco Marine XII, a soli 8 mesi dall'ottenimento del permesso di produzione con un livello iniziale di 7.500 boe/giorno; (iv) Hadrian South nel Golfo del Messico con una produzione giornaliera di circa 16 mila boe/giorno in quota Eni e di Lucius con una produzione giornaliera stimata di circa 7.000 boe giorno in quota Eni; (v) West Franklin fase 2 in Regno Unito, Perla in Venezuela e Eldfisk 2 fase 1 in Norvegia.
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
Var. % III trim. 15 vs 14 |
RISULTATI (€ milioni) |
Nove mesi 2014 2015 |
Var. % | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 17.311 | 14.263 | 10.851 | (37,3) | Ricavi della gestione caratteristica | 55.252 | 41.487 | (24,9) | |
| (414) | 27 | (577) | (39,4) | Utile operativo | 178 | (364) | ||
| 29 | 48 | (43) | Esclusione (utile) perdita di magazzino | (79) | 36 | |||
| 205 | (44) | 151 | Esclusione special item: | (23) | 184 | |||
| 17 | (2) | - svalutazioni | 1 | 15 | ||||
| 1 | 3 | 4 | - oneri per incentivazione all'esodo | 2 | 7 | |||
| (6) | 6 | (68) | - derivati su commodity | (285) | (54) | |||
| 210 | (94) | 9 | - differenze e derivati su cambi | 224 | (16) | |||
| 24 | 208 | - altro | 35 | 232 | ||||
| (180) | 31 | (469) | Utile operativo adjusted | 76 | (144) | |||
| 2 | 3 | 1 | Proventi (oneri) finanziari netti (a) | 6 | 6 | |||
| 2 | (10) | Proventi (oneri) su partecipazioni (a) | 37 | (7) | ||||
| 65 | (30) | 124 | Imposte sul reddito (a) | (67) | 13 | |||
| 88,2 | Tax rate (%) | 56,3 | ||||||
| (111) | 4 | (354) | Utile netto adjusted | 52 | (132) | |||
| 36 | 26 | 36 | Investimenti tecnici | 111 | 80 | (27,9) | ||
| Vendite di gas naturale (b) (miliardi di metri cubi) |
||||||||
| 7,24 | 10,58 | 7,82 | 8,0 | Italia | 25,69 | 28,93 | 12,6 | |
| 12,38 | 11,81 | 12,67 | 2,3 | Vendite internazionali | 39,78 | 39,57 | (0,5) | |
| 10,14 | 9,48 | 10,08 | (0,6) | - Resto d'Europa | 33,11 | 32,53 | (1,8) | |
| 1,53 | 1,51 | 1,88 | 22,9 | - Mercati extra europei | 4,45 | 4,73 | 6,3 | |
| 0,71 | 0,82 | 0,71 | - E&P in Europa e Golfo del Messico | 2,22 | 2,31 | 4,1 | ||
| 19,62 | 22,39 | 20,49 | 4,4 | Totale vendite gas mondo | 65,47 | 68,50 | 4,6 | |
| di cui: | ||||||||
| 18,23 | 20,84 | 19,10 | 4,8 | - società consolidate | 59,67 | 64,17 | 7,5 | |
| 0,68 | 0,73 | 0,68 | - società collegate | 3,58 | 2,02 | (43,6) | ||
| 0,71 | 0,82 | 0,71 | - E&P in Europa e Golfo del Messico | 2,22 | 2,31 | 4,1 | ||
| 8,26 | 8,35 | 9,00 | 9,0 | Vendite di energia elettrica | (terawattora) | 24,26 | 25,82 | 6,4 |
(a) Escludono gli special item.
(b) Ulteriori dati sono forniti a pag. 34.
Nel terzo trimestre 2015 il settore Gas & Power ha registrato la perdita operativa adjusted di €469 milioni con un peggioramento di €289 milioni rispetto alla perdita di €180 milioni registrata nel corrispondente periodo del 2014. Tale risultato è dovuto al recupero del gas prepagato in precedenti esercizi con un costo d'iscrizione maggiore rispetto al costo medio dell'approvvigionato corrente dell'Eni, e all'effetto scenario negativo relativo ad alcune vendite nel settore large.
La perdita operativa adjusted del trimestre è ottenuta con una rettifica positiva di €151 milioni (€184 milioni nei nove mesi), dovuta a: (i) oneri di €205 milioni a seguito della rettifica della stima dei crediti per fatture da emettere per vendite di energia elettrica ai clienti retail Italia negli ultimi cinque esercizi. E' in corso un'analoga rivisitazione della stessa stima relativa alle vendite di gas alla clientela retail Italia, al cui esito entro il quarto trimestre 2015 sono possibili ulteriori rettifiche di importo anche significativo dei crediti stanziati per fatture da emettere; (ii) proventi da componente valutativa dei derivati su commodity (€68 milioni nel trimestre; €54 milioni nei nove mesi); (iii) la riclassifica nell'utile operativo delle differenze e dei derivati su cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity relativi alla gestione commerciale e non finanziaria (€9 milioni di proventi nel trimestre; €16 milioni di oneri nei nove mesi).
La perdita netta adjusted del terzo trimestre 2015 di €354 milioni evidenzia un peggioramento di €243 milioni rispetto al terzo trimestre 2014 per effetto degli stessi driver citati nel commento dell'utile operativo.
Nei nove mesi 2015 il settore ha registrato la perdita operativa adjusted di €144 milioni con un peggioramento di €220 milioni rispetto all'utile di €76 milioni del corrispondente periodo del 2014 a causa dei fenomeni del trimestre e dei maggiori proventi una tantum connessi alle rinegoziazioni rilevati nel 2014, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dalle maggiori vendite nel segmento retail.
Il settore ha chiuso i nove mesi con la perdita netta adjusted di €132 milioni con una flessione di €184 milioni rispetto all'utile di €52 milioni conseguito nei nove mesi 2014 a seguito del peggioramento gestionale e dei minori risultati delle partecipate valutate all'equity.
Nel terzo trimestre 2015 le vendite di gas naturale sono state di 20,49 miliardi di metri cubi, in crescita rispetto al terzo trimestre 2014 (+4,4%). Le vendite in Italia sono aumentate dell'8% a 7,82 miliardi di metri cubi, grazie a maggiori volumi spot parzialmente compensati dalle lievi flessioni nei settori termoelettrico, PMI e terziario e industriali. Le vendite nei mercati europei di 8,88 miliardi di metri cubi hanno registrato una flessione del 3,6%, principalmente in Benelux per minori vendite spot e Regno Unito per effetto della crescente pressione competitiva, parzialmente compensate dai maggiori volumi commercializzati in Germania/Austria per la crescita nel segmento "large" e Turchia per effetto dei maggiori ritiri di Botas. In aumento i ritiri dei long-term buyer di gas (1,20 miliardi di metri cubi; +29%). Nel trimestre le vendite nei mercati extra europei riflettono la crescita nelle vendite internazionali di GNL (+22,9%).
Le vendite di gas naturale dei nove mesi 2015 sono state di 68,50 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 una crescita di 3,03 miliardi di metri cubi rispetto al periodo di confronto, pari al 4,6%. In aumento del 12,6% le vendite in Italia (28,93 miliardi di metri cubi) per effetto di maggiori vendite spot e temperature più rigide rispetto ai primi nove mesi del 2014. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dai minori volumi commercializzati al segmento termoelettrico a causa della competizione da altre fonti (in particolare le rinnovabili) e della debole dinamica della richiesta elettrica nella prima parte dell'anno. Le vendite nei mercati europei di 29,09 miliardi di metri cubi sono diminuite del 4,2%, principalmente in Benelux e Regno Unito (vendite spot) e in Germania/Austria per effetto della dismissione della partecipazione in GVS nel corso del 2014, parzialmente compensati da maggiori volumi spot in Francia e in Turchia per i maggiori ritiri di Botas. In aumento i ritiri dei long-term buyer di gas (3,44 miliardi di metri cubi; +24,6%).
Le vendite di energia elettrica di 9 TWh nel terzo trimestre 2015 sono in aumento del 9% rispetto al corrispondente periodo del 2014 (25,82 TWh, +6,4% nei nove mesi) principalmente per effetto clima e minore apporto idroelettrico rispetto al 2014.
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
Var. % III trim. 15 vs 14 |
RISULTATI | (€ milioni) | Nove mesi 2014 |
2015 | Var. % |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 7.859 | 6.695 | 5.710 | (27,3) | Ricavi della gestione caratteristica | 22.314 | 17.761 | (20,4) | |
| (277) | 120 | (256) | 7,6 | Utile operativo | (1.125) | (37) | 96,7 | |
| 241 | (151) | 594 | Esclusione (utile) perdita di magazzino | 262 | 310 | |||
| 48 | 136 | (3) | Esclusione special item: | 306 | 288 | |||
| 5 | 60 | 32 | - oneri ambientali | 53 | 112 | |||
| 34 | 43 | 25 | - svalutazioni | 219 | 95 | |||
| (4) | (3) | - plusvalenze nette su cessione di asset | (8) | |||||
| 7 | (14) | - accantonamento a fondo rischi | (7) | |||||
| 2 | (4) | 1 | - oneri per incentivazione all'esodo | 9 | 1 | |||
| 2 | 27 | (60) | - derivati su commodity | (2) | 57 | |||
| (2) | (2) | (1) | - differenze e derivati su cambi | 7 | 11 | |||
| 7 | 9 | 17 | - altro | 20 | 27 | |||
| 12 | 105 | 335 | Utile operativo adjusted | (557) | 561 | |||
| 111 | 39 | 163 | 46,8 | - Refining & Marketing | (276) | 294 | ||
| (99) | 66 | 172 | - Chimica | (281) | 267 | |||
| (2) | (3) | 3 | Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (9) | (1) | |||
| 28 | 3 | Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 66 | 38 | ||||
| (14) | (26) | (87) | Imposte sul reddito(a) | 81 | (172) | |||
| 36,8 | 24,8 | 25,7 | Tax rate (%) | 28,8 | ||||
| 24 | 79 | 251 | Utile netto adjusted | (419) | 426 | |||
| 186 | 152 | 131 | (29,6) | Investimenti tecnici | 540 | 386 | (28,5) | |
| Margine di raffinazione | ||||||||
| 4,39 | 9,13 | 10,04 | Standard Eni Refining Margin (SERM)(b) | (\$/bbl) | 2,62 | 8,91 | ||
| LAVORAZIONI E VENDITE | (milioni di tonnellate) | |||||||
| 5,48 | 5,77 | 5,84 | 6,6 | Lavorazioni complessive in Italia | 15,05 | 17,39 | 15,5 | |
| 6,71 | 6,59 | 6,51 | (3,0) | Lavorazioni in conto proprio | 18,40 | 20,01 | 8,8 | |
| 5,36 | 5,64 | 5,75 | 7,3 | - Italia | 14,62 | 17,07 | 16,8 | |
| 1,35 | 0,95 | 0,76 | (43,7) | - Resto d'Europa | 3,78 | 2,94 | (22,2) | |
| 0,03 | 0,05 | 0,05 | 66,7 | Lavorazioni green | 0,06 | 0,14 | ||
| 2,41 | 2,29 | 2,33 | (3,3) | Vendite Rete Europa | 6,95 | 6,66 | (4,2) | |
| 1,58 | 1,50 | 1,56 | (1,3) | - Italia | 4,63 | 4,41 | (4,8) | |
| 0,83 | 0,79 | 0,77 | (7,2) | - Resto d'Europa | 2,32 | 2,25 | (3,0) | |
| 3,35 | 2,99 | 3,07 | (8,4) | Vendite extrarete Europa | 9,00 | 8,85 | (1,7) | |
| 2,12 | 2,01 | 2,17 | 2,4 | - Italia | 5,59 | 5,89 | 5,4 | |
| 1,23 | 0,98 | 0,90 | (26,8) | - Resto d'Europa | 3,41 | 2,96 | (13,2) | |
| 0,11 | 0,11 | 0,11 | Vendite extrarete mercati extra europei | 0,32 | 0,32 | |||
| 1.185 | 1.327 | 1.521 | 28,4 | Produzione prodotti petrolchimici | (migliaia di tonnellate) | 3.986 | 4.278 | 7,3 |
| 1.285 | 1.275 | 1.240 | (3,5) | Vendite prodotti petrolchimici | (€ milioni) | 4.089 | 3.610 | (11,7) |
(a) Escludono gli special item.
(b) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie.
Nel terzo trimestre 2015 il settore Refining & Marketing e Chimica ha conseguito l'utile operativo adjusted di €335 milioni con un miglioramento di €323 milioni rispetto al terzo trimestre del 2014. Il business Refining & Marketing ha registrato l'utile operativo adjusted di €163 milioni, con un incremento di €52 milioni rispetto al terzo trimestre 2014. La crescita dei risultati è dovuta al miglioramento dello scenario dei margini di raffinazione e alle iniziative di efficienza e di ottimizzazione dell'assetto delle raffinerie che hanno consentito di ridurre il margine di break-even della raffinazione a 5,5 \$/barile e di anticipare il pareggio economico al 2015 allo scenario forward corrente. L'attività di marketing ha registrato una performance lievemente in crescita grazie alle azioni di efficienza che hanno consentito di assorbire l'impatto della pressione competitiva.
La Chimica ha conseguito l'utile operativo adjusted di €172 milioni con un aumento di €271 milioni rispetto alla perdita operativa di €99 milioni del terzo trimestre 2014. Tale risultato riflette le azioni di efficienza e di ottimizzazione dell'assetto impiantistico, attraverso in particolare la chiusura/riconversione di siti in perdita strutturale e la fermata di linee non competitive, che hanno consentito di sfruttare al meglio la ripresa dello scenario in particolare nella filiera etilene, polietilene e stirenici. Questi ultimi hanno beneficiato della temporanea carenza di offerta, fermate non programmate di impianti e della minore competitività delle importazioni a causa della svalutazione dell'euro. Nei nove mesi 2015 un contributo positivo al miglioramento del risultato lo ha fornito il riavvio delle produzioni nel sito di Porto Marghera, a seguito di accordi commerciali con Shell.
L'utile operativo adjusted del trimestre è ottenuto con una rettifica negativa per gli special item di €3 milioni (una rettifica positiva di €288 milioni nei nove mesi) riferita alla componente valutativa dei derivati su commodity e cambio correlato (proventi di €60 milioni nel trimestre e oneri di €57 milioni nei nove mesi) privi dei requisiti per essere trattati in hedge accounting, alle svalutazioni di investimenti di periodo su asset precedentemente svalutati (€25 milioni nel trimestre e €95 milioni nei nove mesi), all'accantonamento di oneri ambientali (€32 milioni e €112 milioni nel trimestre e nei nove mesi, rispettivamente).
L'utile netto adjusted del terzo trimestre 2015 di €251 milioni evidenzia una crescita di €227 milioni rispetto al terzo trimestre 2014 per effetto del miglioramento della performance operativa.
Nei nove mesi 2015 il settore ha riportato l'utile operativo adjusted di €561 milioni che rappresenta un miglioramento di €1.118 milioni rispetto alla perdita di €557 milioni registrata nei nove mesi 2014.
L'utile netto adjusted si attesta a €426 milioni, in miglioramento di €845 milioni rispetto alla perdita di €419 milioni registrata nel corrispondente periodo del 2014.
Nel terzo trimestre 2015 il margine indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin - SERM) ha più che raddoppiato il suo valore rispetto al terzo trimestre 2014 (da 4,4 \$/bl nel terzo trimestre 2014 a 10 \$/bl nel trimestre 2015) per effetto principalmente del calo della quotazione del marker Brent. Tuttavia rimangono i fattori di debolezza strutturale dell'industria di raffinazione europea connessi all'eccesso di capacità e alla pressione competitiva da parte di raffinatori con maggiori economie di scala e di costo (Russia, Asia e Stati Uniti).
In tale contesto le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel terzo trimestre 2015 sono state di 6,51 milioni di tonnellate (20,01 milioni di tonnellate nei nove mesi 2015) con un decremento del 3% rispetto al terzo trimestre 2014; a struttura omogenea, escludendo l'effetto della dismissione della capacità di raffinazione in Repubblica Ceca e della fermata per conversione della raffineria di Gela le lavorazioni del terzo trimestre si sono incrementate del 6,9% (19,28 milioni di tonnellate, pari al 18,4% nei nove mesi 2015). In Italia la crescita dei volumi processati (+7,3% e +16,8% rispettivamente nei due periodi di confronto) riflette l'opportunità di cogliere l'andamento positivo dello scenario; a struttura omogenea la crescita dei volumi ammonta al 20,1% nei nove mesi. In aumento rispetto al 2014 (anno di avvio in marcia) i volumi di green feedstock processati presso Venezia. All'estero le lavorazioni in conto proprio a struttura omogenea hanno registrato un aumento in Germania per minori fermate manutentive del 4,1% nel terzo trimestre (6,8% nei nove mesi 2015).
Le vendite rete in Italia di 1,56 milioni di tonnellate nel terzo trimestre 2015 (4,41 milioni di tonnellate nei nove mesi 2015) sono sostanzialmente in linea rispetto allo stesso trimestre dell'anno precedente (-20 mila tonnellate, -1,3%). Nei nove mesi le vendite evidenziano un calo del 4,8%, pari a -220 mila tonnellate per effetto dell'incremento della pressione competitiva. La quota di mercato del trimestre si è attestata al 24,3% , in diminuzione di 1 punto percentuale rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (25,3%).
Le vendite extrarete in Italia (2,17 milioni di tonnellate nel terzo trimestre; 5,89 milioni di tonnellate nei nove mesi) hanno registrato un aumento di circa 50 mila tonnellate, pari al 2,4% rispetto al terzo trimestre 2014 (+5,4% nei nove mesi) con incrementi principalmente nelle vendite di gasolio e bunkeraggi anche per effetto della crescita dei consumi, parzialmente compensati dai minori volumi commercializzati di prodotti secondari e cherosene. La quota di mercato extrarete media nel terzo trimestre aumenta di 0,8 punti percentuali al 27,6%.
Le vendite rete nel resto d'Europa pari a circa 0,77 milioni di tonnellate nel terzo trimestre 2015 (2,25 milioni di tonnellate nei nove mesi) sono diminuite del 7,2% rispetto al terzo trimestre 2014 (-3% nei nove mesi) per effetto essenzialmente della cessione delle attività in Repubblica Ceca, Slovacchia e Romania, parzialmente compensata dalle maggiori vendite in Germania, Austria e Svizzera.
Le produzioni di prodotti petrolchimici di 1,52 milioni di tonnellate (4,28 milioni di tonnellate nei nove mesi; +7,3%) sono in sostanziale crescita (+28,4%) per effetto principalmente delle maggiori vendite di intermedi.
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
Var. % III trim. 15 vs 14 |
Nove mesi 2014 |
2015 | Var. % | |
| 26.600 | 22.193 | 18.807 | (29,3) | Ricavi della gestione caratteristica | 83.156 | 64.786 | (22,1) |
| 247 | 118 | 34 | (86,2) | Altri ricavi e proventi | 439 | 715 | 62,9 |
| (21.791) | (18.465) | (16.044) | 26,4 | Costi operativi | (67.853) | (54.610) | 19,5 |
| (50) | (276) | (82) | (64,0) | Altri proventi e oneri operativi | 353 | (380) | |
| (2.427) | (3.176) | (2.654) | (9,4) | Ammortamenti e svalutazioni | (7.615) | (8.505) | (11,7) |
| 2.579 | 394 | 61 | (97,6) | Utile operativo | 8.480 | 2.006 | (76,3) |
| (318) | (69) | (160) | 49,7 | Proventi (oneri) finanziari netti | (811) | (742) | 8,5 |
| 114 | 157 | 34 | (70,2) | Proventi netti su partecipazioni | 735 | 488 | (33,6) |
| 2.375 | 482 | (65) | Utile prima delle imposte | 8.404 | 1.752 | (79,2) | |
| (779) | (1.043) | (847) | (8,7) | Imposte sul reddito | (4.890) | (2.607) | 46,7 |
| 32,8 | Tax rate (%) | 58,2 | |||||
| 1.596 | (561) | (912) | Utile netto | 3.514 | (855) | ||
| di competenza: | |||||||
| 1.714 | (113) | (952) | - Azionisti Eni | 3.675 | (361) | ||
| (118) | (448) | 40 | - Interessenze di terzi | (161) | (494) | ||
| 1.714 | (113) | (952) | Utile netto di competenza azionisti Eni | 3.675 | (361) | ||
| 133 | (46) | 332 | Eliminazione (utile) perdita di magazzino | 144 | 373 | ||
| (678) | 298 | 363 | Esclusione special item | (576) | 518 | ||
| 1.169 | 139 | (257) | Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni(a) | 3.243 | 530 | (83,7) |
(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".
Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto a quelli adjusted
(€ milioni)
Nove mesi 2015
| Exploration & Production |
Gas & Power | Refining & Marketing e Chimica |
Ingegneria & Costruzioni |
altre attività Corporate e |
Effetto eliminazione utili interni |
GRUPPO | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile operativo | 3.470 | (364) | (37) | (635) | (348) | (80) | 2.006 |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 36 | 310 | 199 | 545 | |||
| Esclusione special item: | |||||||
| oneri ambientali | 112 | 64 | 176 | ||||
| svalutazioni | 49 | 15 | 95 | 211 | 10 | 380 | |
| plusvalenze nette su cessione di asset | (376) | (8) | 1 | (2) | (385) | ||
| accantonamenti a fondo rischi | (7) | (9) | (16) | ||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 17 | 7 | 1 | 4 | 29 | ||
| derivati su commodity | 26 | (54) | 57 | (6) | 23 | ||
| differenze e derivati su cambi | (8) | (16) | 11 | (13) | |||
| altro | 67 | 232 | 27 | (7) | 17 | 336 | |
| Special item dell'utile operativo | (225) | 184 | 288 | 203 | 80 | 530 | |
| Utile operativo adjusted | 3.245 | (144) | 561 | (432) | (268) | 119 | 3.081 |
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (210) | 6 | (1) | (4) | (446) | (655) | |
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 153 | (7) | 38 | (20) | 291 | 455 | |
| Imposte sul reddito(a) | (2.569) | 13 | (172) | (76) | 119 | (32) | (2.717) |
| Tax rate (%) | 80,6 | 28,8 | 94,3 | ||||
| Utile netto adjusted | 619 | (132) | 426 | (532) | (304) | 87 | 164 |
| di cui: | |||||||
| - utile netto adjusted delle interessenze di terzi | (366) | ||||||
| - utile netto adjusted di competenza azionisti Eni | 530 | ||||||
| Utile netto di competenza azionisti Eni | (361) | ||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 373 | ||||||
| Esclusione special item | 518 | ||||||
| Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni | 530 |
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Nove mesi 2014 | Exploration & Production |
Gas & Power | Refining & Marketing e Chimica |
Ingegneria & Costruzioni |
altre attività Corporate e |
Effetto eliminazione utili interni |
GRUPPO |
| Utile operativo | 9.293 | 178 | (1.125) | 441 | (384) | 77 | 8.480 |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (79) | 262 | 22 | 205 | |||
| Esclusione special item: | |||||||
| oneri ambientali | 53 | 5 | 58 | ||||
| svalutazioni | 183 | 1 | 219 | 9 | 412 | ||
| plusvalenze nette su cessione di asset | 2 | 1 | (1) | 2 | |||
| accantonamenti a fondo rischi | (5) | 7 | 2 | ||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 21 | 2 | 9 | 2 | 3 | 37 | |
| derivati su commodity | 3 | (285) | (2) | 4 | (280) | ||
| differenze e derivati su cambi | 22 | 224 | 7 | 253 | |||
| altro | 35 | 20 | 27 | 82 | |||
| Special item dell'utile operativo | 226 | (23) | 306 | 7 | 50 | 566 | |
| Utile operativo adjusted | 9.519 | 76 | (557) | 448 | (334) | 99 | 9.251 |
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (221) | 6 | (9) | (4) | (411) | (639) | |
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 238 | 37 | 66 | 27 | 220 | 588 | |
| Imposte sul reddito(a) | (5.848) | (67) | 81 | (157) | 184 | (33) (5.840) | |
| Tax rate (%) | 61,3 | 56,3 | 33,3 | 63,5 | |||
| Utile netto adjusted | 3.688 | 52 | (419) | 314 | (341) | 66 | 3.360 |
| di cui: | |||||||
| - utile netto adjusted delle interessenze di terzi | 117 | ||||||
| - utile netto adjusted di competenza azionisti Eni | 3.243 | ||||||
| Utile netto di competenza azionisti Eni | 3.675 | ||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 144 | ||||||
| Esclusione special item | (576) | ||||||
| Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni | 3.243 |
| Terzo trimestre 2015 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Refining & Marketing | Effetto eliminazione | ||||||
| Exploration & Production |
Gas & Power | e Chimica | Ingegneria & Costruzioni |
altre attività Corporate e |
utili interni | GRUPPO | |
| Utile operativo | 701 | (577) | (256) | 153 | (62) | 102 | 61 |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (43) | 594 | (65) | 486 | |||
| Esclusione special item: | |||||||
| oneri ambientali | 32 | 32 | |||||
| svalutazioni | (2) | 25 | 6 | 29 | |||
| plusvalenze nette su cessione di asset | (38) | (3) | 1 | (1) | (41) | ||
| accantonamenti a fondo rischi | (14) | (11) | (25) | ||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 7 | 4 | 1 | 2 | (1) | 13 | |
| derivati su commodity | (5) | (68) | (60) | (1) | (134) | ||
| differenze e derivati su cambi | 12 | 9 | (1) | 20 | |||
| altro | 80 | 208 | 17 | (7) | 13 | 311 | |
| Special item dell'utile operativo | 56 | 151 | (3) | (5) | 6 | 205 | |
| Utile operativo adjusted | 757 | (469) | 335 | 148 | (56) | 37 | 752 |
| Proventi (oneri) finanziari netti (a) | (73) | 1 | 3 | (1) | (144) | (214) | |
| Proventi (oneri) su partecipazioni (a) | 6 | (10) | (10) | 18 | 4 | ||
| Imposte sul reddito (a) | (760) | 124 | (87) | (63) | 20 | (9) | (775) |
| Tax rate (%) | 110,1 | 25,7 | 46,0 | 143,0 | |||
| Utile netto adjusted | (70) | (354) | 251 | 74 | (162) | 28 | (233) |
| di cui: | |||||||
| - utile netto adjusted delle interessenze di terzi | 24 | ||||||
| - utile netto adjusted di competenza azionisti Eni | (257) | ||||||
| Utile netto di competenza azionisti Eni | (952) | ||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 332 | ||||||
| Esclusione special item | 363 | ||||||
| Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni | (257) |
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Terzo trimestre 2014 | Exploration & Production |
Gas & Power | Refining & Marketing e Chimica |
Ingegneria & Costruzioni |
altre attività Corporate e |
Effetto eliminazione utili interni |
GRUPPO |
| Utile operativo Esclusione (utile) perdita di magazzino |
3.072 | (414) 29 |
(277) 241 |
150 | (96) | 144 (80) |
2.579 190 |
| Esclusione special item: | |||||||
| oneri ambientali | 5 | (21) | (16) | ||||
| svalutazioni | (4) | 34 | 4 | 34 | |||
| plusvalenze nette su cessione di asset | (1) | (1) | |||||
| accantonamenti a fondo rischi | 1 | 1 | |||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 1 | 1 | 2 | 1 | 2 | 7 | |
| derivati su commodity | 1 | (6) | 2 | 4 | 1 | ||
| differenze e derivati su cambi | 15 | 210 | (2) | 223 | |||
| altro | 3 | 7 | 4 | 14 | |||
| Special item dell'utile operativo | 16 | 205 | 48 | 5 | (11) | 263 | |
| Utile operativo adjusted | 3.088 | (180) | 12 | 155 | (107) | 64 | 3.032 |
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (87) | 2 | (2) | (1) | (78) | (166) | |
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 92 | 2 | 28 | 12 | (27) | 107 | |
| Imposte sul reddito(a) | (1.869) | 65 | (14) | (67) | 139 | (20) | (1.766) |
| Tax rate (%) | 60,4 | 36,8 | 40,4 | 59,4 | |||
| Utile netto adjusted | 1.224 | (111) | 24 | 99 | (73) | 44 | 1.207 |
| di cui: | |||||||
| - utile netto adjusted delle interessenze di terzi | 38 | ||||||
| - utile netto adjusted di competenza azionisti Eni | 1.169 | ||||||
| Utile netto di competenza azionisti Eni | 1.714 | ||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 133 | ||||||
| Esclusione special item | (678) | ||||||
| Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni | 1.169 |
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Secondo trimestre 2015 | Exploration & Production |
Gas & Power | Refining & Marketing e Chimica |
Ingegneria & Costruzioni |
altre attività Corporate e |
Effetto eliminazione utili interni |
GRUPPO |
| Utile operativo | 1.471 | 27 | 120 | (950) | (193) | (81) | 394 |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 48 | (151) | 37 | (66) | |||
| Esclusione special item: | |||||||
| oneri ambientali | 60 | 64 | 124 | ||||
| svalutazioni | 49 | 17 | 43 | 211 | 3 | 323 | |
| plusvalenze nette su cessione di asset | (4) | (4) | (1) | (9) | |||
| accantonamenti a fondo rischi | 7 | 2 | 9 | ||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 9 | 3 | (4) | 1 | 1 | 10 | |
| derivati su commodity | 20 | 6 | 27 | (2) | 51 | ||
| differenze e derivati su cambi | (3) | (94) | (2) | (99) | |||
| altro | (9) | 24 | 9 | 1 | 25 | ||
| Special item dell'utile operativo | 62 | (44) | 136 | 210 | 70 | 434 | |
| Utile operativo adjusted | 1.533 | 31 | 105 | (740) | (123) | (44) | 762 |
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (69) | 3 | (3) | (1) | (186) | (256) | |
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 123 | 3 | (17) | 43 | 152 | ||
| Imposte sul reddito(a) | (1.016) | (30) | (26) | 41 | 56 | 10 | (965) |
| Tax rate (%) | 64,0 | 88,2 | 24,8 | 146,7 | |||
| Utile netto adjusted | 571 | 4 | 79 | (717) | (210) | (34) | (307) |
| di cui: | |||||||
| - utile netto adjusted delle interessenze di terzi | (446) | ||||||
| - utile netto adjusted di competenza azionisti Eni | 139 | ||||||
| Utile netto di competenza azionisti Eni | (113) | ||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (46) | ||||||
| Esclusione special item | 298 | ||||||
| Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni | 139 |
| (€ milioni) | |
|---|---|
| III trim. | II trim. | III trim. | Nove mesi | ||
|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 2014 | 2015 | |
| (16) | 124 | 32 | Oneri ambientali | 58 | 176 |
| 34 | 323 | 29 | Svalutazioni | 412 | 380 |
| (1) | (9) | (41) | Plusvalenze nette su cessione di asset | 2 | (385) |
| 1 | 9 | (25) | Accantonamenti a fondo rischi | 2 | (16) |
| 7 | 10 | 13 | Oneri per incentivazione all'esodo | 37 | 29 |
| 1 | 51 | (134) | Derivati su commodity | (280) | 23 |
| 223 | (99) | 20 | Differenze e derivati su cambi | 253 | (13) |
| 14 | 25 | 311 | Altro | 82 | 336 |
| 263 | 434 | 205 | Special item dell'utile operativo | 566 | 530 |
| 152 | (187) | (54) | Oneri (proventi) finanziari | 172 | 87 |
| di cui: | |||||
| (223) | 99 | (20) | - riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile operativo | (253) | 13 |
| (7) | (5) | (30) | Oneri (proventi) su partecipazioni | (147) | (33) |
| di cui: | |||||
| (5) | (30) | - plusvalenze da cessione | (96) | (33) | |
| di cui: Galp | (96) | ||||
| 2 | - svalutazioni/rivalutazioni di partecipazioni | (27) | |||
| (930) | 58 | 226 | Imposte sul reddito | (889) | 62 |
| di cui: | |||||
| 22 | - svalutazione imposte anticipate imprese italiane | 22 | |||
| (812) | - altri proventi netti di imposta | (824) | |||
| (12) | - adeguamento fiscalità differita su PSA | 33 | |||
| (12) | 96 | 65 | - linearizzazione effetto fiscale dividendi intercompany e altro | 30 | 28 |
| (116) | (38) | 161 | - fiscalità su special item | (150) | 34 |
| (522) | 300 | 347 | Totale special item dell'utile netto | (298) | 646 |
| di competenza: | |||||
| 156 | 2 | (16) | - interessenze di terzi | 278 | 128 |
| (678) | 298 | 363 | - azionisti Eni | (576) | 518 |
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
Var. % III trim. 15 vs 14 |
2014 | Nove mesi 2015 |
Var. % | |
| 7.285 | 6.200 | 5.047 | (30,7) | Exploration & Production | 22.087 | 16.459 | (25,5) |
| 17.311 | 14.263 | 10.851 | (37,3) | Gas & Power | 55.252 | 41.487 | (24,9) |
| 7.859 | 6.695 | 5.710 | (27,3) | Refining & Marketing e Chimica | 22.314 | 17.761 | (20,4) |
| 6.757 | 5.628 | 4.584 | (32,2) | - Refining & Marketing | 18.737 | 14.583 | (22,2) |
| 1.285 | 1.275 | 1.240 | (3,5) | - Chimica | 4.089 | 3.610 | (11,7) |
| (183) | (208) | (114) | - Elisioni | (512) | (432) | ||
| 3.509 | 2.353 | 3.072 | (12,5) | Ingegneria & Costruzioni | 9.475 | 8.445 | (10,9) |
| 318 | 351 | 373 | 17,3 | Corporate e altre attività | 1.009 | 1.077 | 6,7 |
| 7 | 153 | 81 | Effetto eliminazione utili interni | (24) | 206 | ||
| (9.689) | (7.822) | (6.327) | Elisioni di consolidamento | (26.957) (20.649) | |||
| 26.600 | 22.193 | 18.807 | (29,3) | 83.156 | 64.786 | (22,1) |
| III trim. | II trim. | III trim. | Var. % III trim. | Nove mesi | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 15 vs 14 | 2014 | 2015 | Var. % | |
| 20.494 | 17.070 | 14.716 | (28,2) | Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 63.840 | 50.468 | (20,9) |
| (15) | 133 | 212 | di cui: altri special item | 60 | 365 | ||
| 1.297 | 1.395 | 1.328 | 2,4 | Costo lavoro | 4.013 | 4.142 | 3,2 |
| 7 | 10 | 24 | di cui: incentivi per esodi agevolati e altro | 37 | 40 | ||
| 21.791 | 18.465 | 16.044 | (26,4) | 67.853 | 54.610 | (19,5) |
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
Var. % III trim. 15 vs 14 |
2014 | Nove mesi 2015 |
Var. % | |
| 2.022 | 2.449 | 2.238 | 10,7 | Exploration & Production | 6.096 | 6.931 | 13,7 |
| 82 | 87 | 90 | 9,8 | Gas & Power | 246 | 266 | 8,1 |
| 92 | 115 | 115 | 25,0 | Refining & Marketing e Chimica | 281 | 340 | 21,0 |
| 67 | 88 | 86 | 28,4 | - Refining & Marketing | 207 | 259 | 25,1 |
| 25 | 27 | 29 | 16,0 | - Chimica | 74 | 81 | 9,5 |
| 187 | 190 | 171 | (8,6) | Ingegneria & Costruzioni | 549 | 553 | 0,7 |
| 17 | 19 | 19 | 11,8 | Corporate e altre attività | 50 | 56 | 12,0 |
| (7) | (7) | (8) | Effetto eliminazione utili interni | (19) | (21) | ||
| 2.393 | 2.853 | 2.625 | 9,7 | Ammortamenti | 7.203 | 8.125 | 12,8 |
| 34 | 323 | 29 | (14,7) | Svalutazioni | 412 | 380 | (7,8) |
| 2.427 | 3.176 | 2.654 | 9,4 | 7.615 | 8.505 | 11,7 | |
| (€ milioni) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nove mesi 2015 | Exploration & Production |
Gas & Power |
Refining & Marketing e Chimica |
Ingegneria & Costruzioni |
Altro | Gruppo |
| Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto |
(2) | (7) | (2) | (20) | (1) | (32) |
| Dividendi | 148 | 39 | 95 | 282 | ||
| Plusvalenze nette da cessione di partecipazioni | (47) | 67 | 13 | 38 | 71 | |
| Altri proventi (oneri) netti | 7 | 1 | 159 | 167 | ||
| 153 | (54) | 105 | (7) | 291 | 488 |
| (€ milioni) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| III trim. | II trim. | III trim. | Nove mesi | |||
| 2014 | 2015 | 2015 | 2014 | 2015 Var. ass. | ||
| Utile ante imposte | ||||||
| (375) | (262) | (756) | Italia | (75) | (1.148) | (1.073) |
| 2.750 | 744 | 691 | Estero | 8.479 | 2.900 | (5.579) |
| 2.375 | 482 | (65) | 8.404 | 1.752 | (6.652) | |
| Imposte sul reddito | ||||||
| (1.037) | (160) | 22 | Italia | (823) | (133) | 690 |
| 1.816 | 1.203 | 825 | Estero | 5.713 | 2.740 | (2.973) |
| 779 | 1.043 | 847 | 4.890 | 2.607 | (2.283) | |
| Tax rate (%) | ||||||
| Italia | ||||||
| 66,0 | Estero | 67,4 | 94,5 | 27,1 | ||
| 32,8 | 58,2 |
| (€ milioni) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
Var. % III trim. 15 vs 14 |
2014 | Nove mesi 2015 |
Var. % | |
| 1.224 | 571 | (70) | Exploration & Production | 3.688 | 619 | (83,2) | |
| (111) | 4 | (354) | Gas & Power | 52 | (132) | ||
| 24 | 79 | 251 | Refining & Marketing e Chimica | (419) | 426 | ||
| 91 | 21 | 111 | 22,0 | - Refining & Marketing | (199) | 203 | |
| (67) | 58 | 140 | - Chimica | (220) | 223 | ||
| 99 | (717) | 74 | (25,3) | Ingegneria & Costruzioni | 314 | (532) | |
| (73) | (210) | (162) | Corporate e altre attività | (341) | (304) | 10,9 | |
| 44 | (34) | 28 | Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato(a) | 66 | 87 | ||
| 1.207 | (307) | (233) | 3.360 | 164 | (95,1) | ||
| di competenza: | |||||||
| 1.169 | 139 | (257) | - azionisti Eni | 3.243 | 530 | (83,7) | |
| 38 | (446) | 24 | (36,8) | - interessenze di terzi | 117 | (366) |
(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.
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. 2014 | 30 giu. 2015 | 30 sett. 2015 | Var. ass. vs 31 dic. 2014 |
Var. ass. vs 30 giu. 2015 |
|
| Debiti finanziari e obbligazionari | 25.891 | 27.460 | 29.281 | 3.390 | 1.821 |
| Debiti finanziari a breve termine | 6.575 | 9.114 | 9.987 | 3.412 | 873 |
| Debiti finanziari a lungo termine | 19.316 | 18.346 | 19.294 | (22) | 948 |
| Disponibilità liquide ed equivalenti | (6.614) | (5.466) | (5.432) | 1.182 | 34 |
| Titoli held for trading e altri titoli non strumentali all'attività operativa |
(5.037) | (5.054) | (5.054) | (17) | |
| Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa | (555) | (463) | (381) | 174 | 82 |
| Indebitamento finanziario netto | 13.685 | 16.477 | 18.414 | 4.729 | 1.937 |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 62.209 | 63.872 | 61.174 | (1.035) | (2.698) |
| Leverage | 0,22 | 0,26 | 0,30 | 0,08 | 0,04 |
L'indebitamento finanziario netto è calcolato in coerenza con le disposizioni CONSOB sulla posizione finanziaria netta (com. n. DEM/6064293 del 2006).
| (€ milioni) | |
|---|---|
| Società emittente | Ammontare al 30 settembre 2015(a) |
| Eni SpA | 3.315 |
| Eni Finance International SA | 54 |
| 3.369 |
(a) Comprende il disaggio di emissione e il rateo di interessi.
| Società emittente | Ammontare nominale emesso (milioni) |
Valuta | Ammontare al 30 settembre 2015(a) (€ milioni) |
Scadenza | Tasso | % |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Eni SpA | 1.000 | EUR | 1.002 | 2026 | fisso | 1,50 |
| Eni SpA | 750 | EUR | 743 | 2024 | fisso | 1,75 |
| 1.745 |
(a) Comprende il disaggio di emissione e il rateo di interessi.
(€ milioni)
| 31 dic. 2014 | 30 giu. 2015 | 30 sett. 2015 | |
|---|---|---|---|
| ATTIVITÀ | |||
| Attività correnti | |||
| Disponibilità liquide ed equivalenti | 6.614 | 5.466 | 5.432 |
| Altre attività finanziarie destinate al trading | 5.024 | 5.038 | 5.036 |
| Altre attività finanziarie disponibili per la vendita | 257 | 265 | 270 |
| Crediti commerciali e altri crediti | 28.601 | 28.131 | 25.544 |
| Rimanenze | 7.555 | 7.386 | 7.642 |
| Attività per imposte sul reddito correnti | 762 | 743 | 757 |
| Attività per altre imposte correnti | 1.209 | 988 | 911 |
| Altre attività correnti | 4.385 | 3.336 | 3.588 |
| 54.407 | 51.353 | 49.180 | |
| Attività non correnti | |||
| Immobili, impianti e macchinari | 71.962 | 76.845 | 75.894 |
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | 1.581 | 1.571 | 1.330 |
| Attività immateriali | 3.645 | 3.551 | 3.465 |
| Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto | 3.115 | 3.395 | 3.389 |
| Altre partecipazioni | 2.015 | 2.180 | 2.005 |
| Altre attività finanziarie | 1.022 | 1.094 | 1.085 |
| Attività per imposte anticipate | 5.231 | 5.651 | 5.783 |
| Altre attività non correnti | 2.773 | 2.570 | 2.445 |
| 91.344 | 96.857 | 95.396 | |
| Attività destinate alla vendita | 456 | 159 | 9 |
| TOTALE ATTIVITÀ | 146.207 | 148.369 | 144.585 |
| PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO | |||
| Passività correnti | |||
| Passività finanziarie a breve termine | 2.716 | 5.099 | 6.017 |
| Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine | 3.859 | 4.015 | 3.970 |
| Debiti commerciali e altri debiti | 23.703 | 23.147 | 20.576 |
| Passività per imposte sul reddito correnti | 534 | 595 | 500 |
| Passività per altre imposte correnti | 1.873 | 2.504 | 2.107 |
| Altre passività correnti | 4.489 | 2.997 | 3.764 |
| 37.174 | 38.357 | 36.934 | |
| Passività non correnti | |||
| Passività finanziarie a lungo termine | 19.316 | 18.346 | 19.294 |
| Fondi per rischi e oneri | 15.898 | 16.387 | 16.217 |
| Fondi per benefici ai dipendenti | 1.313 | 1.304 | 1.337 |
| Passività per imposte differite | 7.847 | 7.805 | 7.651 |
| Altre passività non correnti | 2.285 | 2.245 | 1.978 |
| 46.659 | 46.087 | 46.477 | |
| Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita | 165 | 53 | |
| TOTALE PASSIVITÀ | 83.998 | 84.497 | 83.411 |
| PATRIMONIO NETTO | |||
| Interessenze di terzi | 2.455 | 1.981 | 2.019 |
| Patrimonio netto di Eni: | |||
| Capitale sociale | 4.005 | 4.005 | 4.005 |
| Riserve di cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale | (284) | (166) | (297) |
| Altre riserve | 57.343 | 58.042 | 57.829 |
| Azioni proprie | (581) | (581) | (581) |
| Acconto sul dividendo | (2.020) | (1.440) | |
| Utile netto | 1.291 | 591 | (361) |
| Totale patrimonio netto di Eni | 59.754 | 61.891 | 59.155 |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO | 62.209 | 63.872 | 61.174 |
| TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO | 146.207 | 148.369 | 144.585 |
(€ milioni)
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
2014 | Nove mesi 2015 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| RICAVI | |||||
| 26.600 | 22.193 | 18.807 | Ricavi della gestione caratteristica | 83.156 | 64.786 |
| 247 | 118 | 34 | Altri ricavi e proventi | 439 | 715 |
| 26.847 | 22.311 | 18.841 | Totale ricavi | 83.595 | 65.501 |
| COSTI OPERATIVI | |||||
| 20.494 | 17.070 | 14.716 | Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 63.840 | 50.468 |
| 1.297 | 1.395 | 1.328 | Costo lavoro | 4.013 | 4.142 |
| (50) | (276) | (82) | ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI | 353 | (380) |
| 2.427 | 3.176 | 2.654 | AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI | 7.615 | 8.505 |
| 2.579 | 394 | 61 | UTILE OPERATIVO | 8.480 | 2.006 |
| PROVENTI (ONERI) FINANZIARI | |||||
| 2.755 | 1.212 | 1.470 | Proventi finanziari | 6.116 | 7.871 |
| (3.100) | (1.705) | (1.911) | Oneri finanziari | (6.937) | (8.803) |
| 6 | 1 | (5) | Proventi (oneri) da altre attività finanziarie destinate al trading | 22 | 12 |
| 21 | 423 | 286 | Strumenti finanziari derivati | (12) | 178 |
| (318) | (69) | (160) | (811) | (742) | |
| PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI | |||||
| 32 | 10 | (66) | Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 143 | (32) |
| 82 | 147 | 100 | Altri proventi (oneri) su partecipazioni | 592 | 520 |
| 114 | 157 | 34 | 735 | 488 | |
| 2.375 | 482 | (65) | UTILE ANTE IMPOSTE | 8.404 | 1.752 |
| (779) | (1.043) | (847) | Imposte sul reddito | (4.890) | (2.607) |
| 1.596 | (561) | (912) | Utile netto | 3.514 | (855) |
| di competenza: | |||||
| 1.714 | (113) | (952) | - azionisti Eni | 3.675 | (361) |
| (118) | (448) | 40 | - interessenze di terzi | (161) | (494) |
| Utile per azione sull'utile netto di competenza degli azionisti Eni (€ per azione) |
|||||
| 0,48 | (0,04) | (0,26) | - semplice | 1,02 | (0,10) |
| 0,48 | (0,04) | (0,26) | - diluito | 1,02 | (0,10) |
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
2014 | Nove mesi 2015 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| RICAVI | |||||
| 26.600 | 22.193 | 18.807 | Ricavi della gestione caratteristica | 83.156 | 64.786 |
| 247 | 118 | 34 | Altri ricavi e proventi | 439 | 715 |
| 26.847 | 22.311 | 18.841 | Totale ricavi | 83.595 | 65.501 |
| COSTI OPERATIVI | |||||
| 20.494 | 17.070 | 14.716 | Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 63.840 | 50.468 |
| 1.297 | 1.395 | 1.328 | Costo lavoro | 4.013 | 4.142 |
| (50) | (276) | (82) | ALTRI PROVENTI (ONERI) OPERATIVI | 353 | (380) |
| 2.427 | 3.176 | 2.654 | AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI | 7.615 | 8.505 |
| 2.579 | 394 | 61 | UTILE OPERATIVO | 8.480 | 2.006 |
| PROVENTI (ONERI) FINANZIARI | |||||
| 2.755 | 1.212 | 1.470 | Proventi finanziari | 6.116 | 7.871 |
| (3.100) | (1.705) | (1.911) | Oneri finanziari | (6.937) | (8.803) |
| 6 | 1 | (5) | Proventi (oneri) da altre attività finanziarie destinate al trading | 22 | 12 |
| 21 | 423 | 286 | Strumenti finanziari derivati | (12) | 178 |
| (318) | (69) | (160) | (811) | (742) | |
| PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI | |||||
| 32 | 10 | (66) | Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | 143 | (32) |
| 82 | 147 | 100 | Altri proventi (oneri) su partecipazioni | 592 | 520 |
| 114 | 157 | 34 | 735 | 488 | |
| 2.375 | 482 | (65) | UTILE ANTE IMPOSTE | 8.404 | 1.752 |
| (779) | (1.043) | (847) | Imposte sul reddito | (4.890) | (2.607) |
| 1.596 | (561) | (912) | Utile netto | 3.514 | (855) |
| di competenza: | |||||
| 1.714 | (113) | (952) | - azionisti Eni | 3.675 | (361) |
| (118) | (448) | 40 | - interessenze di terzi | (161) | (494) |
| Utile per azione sull'utile netto di competenza degli azionisti Eni (€ per azione) |
|||||
| 0,48 | (0,04) | (0,26) | - semplice | 1,02 | (0,10) |
(€ milioni)
| Nove mesi | ||
|---|---|---|
| 2014 | 2015 | |
| Utile netto del periodo | 3.514 | (855) |
| Altre componenti dell'utile complessivo: | ||
| Componenti riclassificabili a conto economico | ||
| Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro | 3.758 | 3.325 |
| Valutazione al fair value della partecipazione in Galp | (77) | |
| Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge | 203 | (17) |
| Variazione fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita | 6 | (2) |
| Quota di pertinenza delle "altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto |
3 | (8) |
| Effetto fiscale relativo alle altre componenti dell'utile complessivo | (61) | 7 |
| Totale altre componenti dell'utile complessivo | 3.832 | 3.305 |
| Totale utile complessivo | 7.346 | 2.450 |
| di competenza: | ||
| - azionisti Eni | 7.459 | 2.879 |
| - interessenze di terzi | (113) | (429) |
| (€ milioni) | |||
|---|---|---|---|
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2014 | 62.209 | ||
| Totale utile complessivo | 2.450 | ||
| Dividendi distribuiti agli azionisti Eni | (3.457) | ||
| Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate | (21) | ||
| Altre variazioni | (7) | ||
| (1.035) | |||
| Totale variazioni Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 30 settembre 2015 |
|||
| di competenza: | |||
| - azionisti Eni | 59.155 | ||
| - interessenze di terzi | 2.019 |
(€ milioni)
| III trim. 2014 |
II trim. III trim. 2015 2015 |
2014 | Nove mesi 2015 |
||
|---|---|---|---|---|---|
| 1.596 | (561) | (912) | Utile netto | 3.514 | (855) |
| Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa netto da attività operativa: | |||||
| 2.393 | 2.853 | 2.625 | Ammortamenti | 7.203 | 8.125 |
| 34 | 323 | 29 | Svalutazioni nette di attività materiali e immateriali | 412 | 380 |
| (32) | (10) | 66 | Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto | (143) | 32 |
| (86) | (22) | (99) | Plusvalenze nette su cessioni di attività | (106) | (449) |
| (116) | (181) | (59) | Dividendi | (290) | (282) |
| (45) | (37) | (41) | Interessi attivi | (120) | (128) |
| 173 | 178 | 165 | Interessi passivi | 524 | 517 |
| 779 | 1.043 | 847 | Imposte sul reddito | 4.890 | 2.607 |
| 208 | 171 | 113 | Altre variazioni | 65 | (44) |
| Variazioni del capitale di esercizio: | |||||
| (239) | 331 | (29) | - rimanenze | (521) | 483 |
| 1.713 | 2.732 | 2.479 | - crediti commerciali | 3.287 | 4.299 |
| (404) | (1.547) | (1.636) | - debiti commerciali | (2.445) | (2.731) |
| 106 | 111 | 38 | - fondi per rischi e oneri | 134 | (228) |
| (107) | (825) | (773) | - altre attività e passività | (1.075) | (526) |
| 1.069 | 802 | 79 | Flusso di cassa del capitale di esercizio | (620) | 1.297 |
| 5 | 6 | 21 | Variazione fondo per benefici ai dipendenti | 9 | 9 |
| 96 | 243 | 56 | Dividendi incassati | 440 | 325 |
| 52 | 33 | Interessi incassati | 78 | 64 | |
| (313) | (125) | (149) | Interessi pagati | (638) | (567) |
| (1.829) | (1.309) | (1.064) | Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati | (5.494) | (3.643) |
| 3.984 | 3.374 | 1.710 | Flusso di cassa netto da attività operativa | 9.724 | 7.388 |
| Investimenti: | |||||
| (2.769) | (3.112) | (2.146) | - attività materiali | (7.521) | (7.899) |
| (314) | (226) | (270) | - attività immateriali | (1.086) | (754) |
| - imprese entrate nell'area di consolidamento e rami d'azienda | (36) | ||||
| (91) | (47) | (63) | - partecipazioni | (248) | (171) |
| (9) | (61) | (32) | - titoli | (57) | (130) |
| (271) | (64) | (125) | - crediti finanziari | (790) | (567) |
| 129 | 394 | (274) | - variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale |
287 | (436) |
| (3.325) | (3.116) | (2.910) | Flusso di cassa degli investimenti | (9.451) | (9.957) |
| Disinvestimenti: | |||||
| 2 | 9 | 13 | - attività materiali | 9 | 404 |
| 4 | 28 | - attività immateriali | 49 | ||
| (1) | 38 | - imprese uscite dall'area di consolidamento e rami d'azienda | 71 | ||
| 215 | 85 | 182 | - partecipazioni | 3.222 | 381 |
| 153 | 1 | - titoli | 193 | 11 | |
| 57 | 87 | 102 | - crediti finanziari | 365 | 375 |
| 45 | 61 | 65 | - variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento | 51 | 133 |
| 472 | 245 | 429 | Flusso di cassa dei disinvestimenti | 3.840 | 1.424 |
| (2.853) | (2.871) | (2.481) | Flusso di cassa netto da attività di investimento(*) | (5.611) | (8.533) |
(€ milioni)
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
2014 | Nove mesi 2015 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| 301 | 985 | 985 | Assunzione di debiti finanziari non correnti | 1.528 | 2.989 |
| (303) | (2.311) | (88) | Rimborsi di debiti finanziari non correnti | (1.846) | (2.854) |
| (141) | 1.059 | 1.272 | Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti | 523 | 3.197 |
| (143) | (267) | 2.169 | 205 | 3.332 | |
| 1 | Apporti netti di capitale proprio da terzi | 1 | 1 | ||
| (1.985) | (2.017) | (1.417) | Dividendi pagati ad azionisti Eni | (3.971) | (3.434) |
| (3) | (18) | Dividendi pagati ad altri azionisti | (48) | (21) | |
| (90) | Acquisto di azioni proprie | (292) | |||
| (2.218) | (2.286) | 734 | Flusso di cassa netto da attività di finanziamento | (4.105) | (122) |
| 1 | Effetto della variazione dell'area di consolidamento (inserimento/esclusione di imprese divenute rilevanti/irrilevanti) Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni |
2 | (2) | ||
| 40 | (22) | 3 | sulle disponibilità liquide ed equivalenti | 30 | 87 |
| (1.047) | (1.804) | (34) | Flusso di cassa netto del periodo | 40 | (1.182) |
| 6.518 | 7.270 | 5.466 | Disponibilità liquide ed equivalenti a inizio periodo | 5.431 | 6.614 |
| 5.471 | 5.466 | 5.432 | Disponibilità liquide ed equivalenti a fine periodo | 5.471 | 5.432 |
(*) 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)
| III trim. II trim. III trim. |
Nove mesi | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 2014 | 2015 | |
| Flusso di cassa netto degli investimenti/disinvestimenti | |||||
| 60 | 197 | 52 | relativi all'attività finanziaria | 96 | 77 |
| (€ milioni) | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| III trim. | II trim. | III trim. | Nove mesi | ||
| 2014 | 2015 | 2015 | 2014 | 2015 | |
| Analisi degli investimenti in imprese entrate nell'area di consolidamento e in rami d'azienda | |||||
| Attività correnti | 96 | ||||
| Attività non correnti | 265 | ||||
| Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | (19) | ||||
| Passività correnti e non correnti | (291) | ||||
| Effetto netto degli investimenti | 51 | ||||
| Valore corrente della quota di partecipazioni possedute prima dell'acquisizione del controllo | (15) | ||||
| Totale prezzo di acquisto | 36 | ||||
| a dedurre: | |||||
| Disponibilità liquide ed equivalenti | |||||
| Flusso di cassa degli investimenti | 36 | ||||
| Analisi dei disinvestimenti di imprese uscite dall'area di consolidamento e rami d'azienda | |||||
| 37 | Attività correnti | 44 | |||
| 106 | Attività non correnti | 125 | |||
| (60) | Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto) | (77) | |||
| 2 | (39) | Passività correnti e non correnti | (45) | ||
| 2 | 44 | Effetto netto dei disinvestimenti | 47 | ||
| (34) | Riclassifica delle differenze di cambio rilevate tra le altre componenti dell'utile complessivo | (34) | |||
| (3) | 33 | Plusvalenza/minusvalenza per disinvestimenti | 64 | ||
| (1) | 43 | Totale prezzo di vendita | 77 | ||
| a dedurre: | |||||
| (5) | Disponibilità liquide ed equivalenti | (6) | |||
| (1) | 38 | Flusso di cassa dei disinvestimenti | 71 |
(€ milioni)
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
Var. % III trim. 15 vs 14 |
2014 | Nove mesi 2015 |
Var. % | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2.712 | 3.194 | 2.185 | (19,4) | Exploration & Production | 7.400 | 7.980 | 7,8 |
| 287 | 205 | 246 | (14,3) | - ricerca esplorativa | 984 | 693 | (29,6) |
| 2.405 | 2.975 | 1.923 | (20,0) | - sviluppo | 6.349 | 7.244 | 14,1 |
| 20 | 14 | 16 | (20,0) | - altro | 67 | 43 | (35,8) |
| 36 | 26 | 36 | Gas & Power | 111 | 80 | (27,9) | |
| 186 | 152 | 131 | (29,6) | Refining & Marketing e Chimica | 540 | 386 | (28,5) |
| 112 | 82 | 79 | (29,5) | - Refining & Marketing | 341 | 234 | (31,4) |
| 74 | 70 | 52 | (29,7) | - Chimica | 199 | 152 | (23,6) |
| 146 | 118 | 139 | (4,8) | Ingegneria & Costruzioni | 475 | 407 | (14,3) |
| 21 | 8 | 17 | (19,0) | Corporate e altre attività | 74 | 32 | (56,8) |
| (18) | (160) | (92) | Elisioni di consolidamento | 7 | (232) | ||
| 3.083 | 3.338 | 2.416 | (21,6) | Investimenti tecnici | 8.607 | 8.653 | 0,5 |
| 3.474 | 3.312 | 2.422 | (30,3) | Investimenti tecnici a cambi correnti | 9.788 | 8.653 | (11,6) |
Nei nove mesi 2015 gli investimenti tecnici di €8.653 milioni (€8.607 milioni nei nove mesi 2014) hanno riguardato essenzialmente: - lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi in particolare in Angola, Norvegia, Egitto, Kazakhstan, Congo, Italia, Stati Uniti ed Indonesia, e le attività di ricerca esplorativa con investimenti concentrati per il 97% all'estero, in particolare in Egitto, Libia, Cipro, Gabon, Congo, Stati Uniti, Regno Unito ed Indonesia;
il settore Ingegneria & Costruzioni (€407 milioni) per l'upgrading della flotta;
l'attività di raffinazione (€171 milioni) per il miglioramento della flessibilità e delle rese degli impianti, nonché il marketing per ristrutturazione e adempimento obblighi di legge della rete di distribuzione di prodotti petroliferi (€63 milioni);
iniziative di flessibilizzazione e upgrading delle centrali a ciclo combinato per la generazione elettrica (€39 milioni).
(€ milioni)
| III trim. | II trim. | III trim. | Var. % III trim. | Nove mesi | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 15 vs 14 | 2014 | 2015 | Var. % | |
| 246 | 215 | 154 | (37,4) | Italia | 681 | 567 | (16,7) |
| 438 | 381 | 293 | (33,1) | Resto d'Europa | 1.224 | 1.125 | (8,1) |
| 285 | 738 | 377 | 32,3 | Africa Settentrionale | 707 | 1.504 | |
| 879 | 1.027 | 718 | (18,3) | Africa Sub-Sahariana | 2.559 | 2.525 | (1,3) |
| 116 | 223 | 217 | 87,1 | Kazakhstan | 358 | 617 | 72,3 |
| 494 | 363 | 257 | (48,0) | Resto dell'Asia | 967 | 1.020 | 5,5 |
| 230 | 238 | 162 | (29,6) | America | 838 | 591 | (29,5) |
| 24 | 9 | 7 | (70,8) | Australia e Oceania | 66 | 31 | (53,0) |
| 2.712 | 3.194 | 2.185 | (19,4) | 7.400 | 7.980 | 7,8 |
| III trim. | II trim. | III trim. | Nove mesi | ||
|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 2014 | 2015 | |
| 1.576 | 1.754 | 1.703 | Produzione di idrocarburi(a) (b) (migliaia di boe/giorno) |
1.581 | 1.718 |
| 174 | 173 | 168 | Italia | 178 | 169 |
| 179 | 181 | 182 | Resto d'Europa | 189 | 183 |
| 584 | 681 | 647 | Africa Settentrionale | 559 | 655 |
| 317 | 343 | 336 | Africa Sub-Sahariana | 320 | 340 |
| 76 | 98 | 82 | Kazakhstan | 89 | 93 |
| 93 | 113 | 117 | Resto dell'Asia | 98 | 113 |
| 131 | 140 | 148 | America | 123 | 139 |
| 22 | 25 | 23 | Australia e Oceania | 25 | 26 |
| 138,5 | 153,6 | 149,8 | Produzione venduta(a) (milioni di boe) |
406,2 | 447,9 |
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
Nove mesi 2014 |
2015 | |
|---|---|---|---|---|---|
| 812 | 903 | 868 | Produzione di petrolio e condensati(a) (migliaia di barili/giorno) |
815 | 877 |
| 69 | 72 | 71 | Italia | 72 | 69 |
| 89 | 82 | 83 | Resto d'Europa | 93 | 85 |
| 263 | 288 | 261 | Africa Settentrionale | 248 | 266 |
| 217 | 255 | 254 | Africa Sub-Sahariana | 225 | 255 |
| 46 | 58 | 49 | Kazakhstan | 53 | 55 |
| 34 | 55 | 58 | Resto dell'Asia | 35 | 54 |
| 89 | 88 | 88 | America | 83 | 88 |
| 5 | 5 | 4 | Australia e Oceania | 6 | 5 |
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
Nove mesi 2014 |
2015 | |
|---|---|---|---|---|---|
| 119 | 132 | 130 | Produzione di gas naturale(a) (b) (milioni di metri cubi/giorno) |
119 | 131 |
| 16 | 16 | 15 | Italia | 17 | 16 |
| 14 | 15 | 16 | Resto d'Europa | 15 | 15 |
| 50 | 61 | 60 | Africa Settentrionale | 48 | 61 |
| 16 | 14 | 13 | Africa Sub-Sahariana | 15 | 13 |
| 5 | 6 | 5 | Kazakhstan | 6 | 6 |
| 9 | 9 | 9 | Resto dell'Asia | 9 | 9 |
| 6 | 8 | 9 | America | 6 | 8 |
| 3 | 3 | 3 | Australia e Oceania | 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 e 11,4 milioni di metri cubi/giorno nel terzo trimestre 2015 e 2014, rispettivamente, e 11,1 e 12,8 milioni di metri cubi/giorno nei nove mesi 2015 e 2014, rispettivamente e 11,1 milioni di metri cubi/giorno nel secondo trimestre 2015).
| (miliardi di metri cubi) III trim. |
II trim. | III trim. | Var. % III trim. | Nove mesi | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 15 vs 14 | 2014 | 2015 | Var. % | |
| 7,24 | 10,58 | 7,82 | 8,0 | ITALIA | 25,69 | 28,93 | 12,6 |
| 0,48 | 0,61 | 0,50 | 4,2 | - Grossisti | 2,91 | 2,83 | (2,7) |
| 3,27 | 6,26 | 3,89 | 19,0 | - PSV e borsa | 9,63 | 12,90 | 34,0 |
| 1,15 | 1,15 | 1,11 | (3,5) | - Industriali | 3,57 | 3,62 | 1,4 |
| 0,27 | 0,37 | 0,23 | (14,8) | - PMI e terziario | 1,20 | 1,15 | (4,2) |
| 0,33 | 0,18 | 0,28 | (15,2) | - Termoelettrici | 1,12 | 0,72 | (35,7) |
| 0,30 | 0,73 | 0,30 | - Residenziali | 3,07 | 3,38 | 10,1 | |
| 1,44 | 1,28 | 1,51 | 4,9 | - Autoconsumi | 4,19 | 4,33 | 3,3 |
| 12,38 | 11,81 | 12,67 | 2,3 | VENDITE INTERNAZIONALI | 39,78 | 39,57 | (0,5) |
| 10,14 | 9,48 | 10,08 | (0,6) | Resto d'Europa | 33,11 | 32,53 | (1,8) |
| 0,93 | 1,11 | 1,20 | 29,0 | - Importatori in Italia | 2,76 | 3,44 | 24,6 |
| 9,21 | 8,37 | 8,88 | (3,6) | - Mercati europei | 30,35 | 29,09 | (4,2) |
| 1,13 | 1,45 | 1,26 | 11,5 | Penisola Iberica | 3,99 | 3,85 | (3,5) |
| 1,71 | 0,96 | 2,29 | 33,9 | Germania/Austria | 5,49 | 4,86 | (11,5) |
| 2,82 | 1,68 | 1,68 | (40,4) | Benelux | 7,33 | 6,20 | (15,4) |
| 0,11 | 0,19 | 0,10 | (9,1) | Ungheria | 1,01 | 1,01 | |
| 0,76 | 0,43 | 0,38 | (50,0) | Regno Unito | 2,29 | 1,53 | (33,2) |
| 1,65 | 1,80 | 1,83 | 10,9 | Turchia | 5,18 | 5,70 | 10,0 |
| 0,99 | 1,81 | 1,04 | 5,1 | Francia | 4,78 | 5,38 | 12,6 |
| 0,04 | 0,05 | 0,30 | altro | 0,28 | 0,56 | ||
| 1,53 | 1,51 | 1,88 | 22,9 | Mercati extra europei | 4,45 | 4,73 | 6,3 |
| 0,71 | 0,82 | 0,71 | E&P in Europa e Golfo del Messico | 2,22 | 2,31 | 4,1 | |
| 19,62 | 22,39 | 20,49 | 4,4 | TOTALE VENDITE GAS MONDO | 65,47 | 68,50 | 4,6 |
| III trim. | II trim. | III trim. | Nove mesi | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | 2015 | 2015 | 2014 | 2015 | ||
| Vendite | (€ milioni) | |||||
| 547 | 525 | 517 | Intermedi | 1.782 | 1.480 | |
| 695 | 698 | 690 | Polimeri | 2.172 | 2.037 | |
| 43 | 52 | 33 | Altri ricavi | 135 | 93 | |
| 1.285 | 1.275 | 1.240 | 4.089 | 3.610 | ||
| Produzioni | (migliaia di tonnellate) | |||||
| 658 | 763 | 907 | Intermedi | 2.246 | 2.492 | |
| 527 | 564 | 614 | Polimeri | 1.740 | 1.786 | |
| 1.185 | 1.327 | 1.521 | 3.986 | 4.278 |
| (€ milioni) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| III trim. 2014 |
II trim. 2015 |
III trim. 2015 |
2014 | Nove mesi 2015 |
||
| Ordini acquisiti | ||||||
| 1.056 | 620 | 666 | Engineering & Construction Offshore | 9.294 | 3.408 | |
| 154 | 175 | 934 | Engineering & Construction Onshore | 4.482 | 1.365 | |
| 402 | 180 | 6 | Perforazioni mare | 544 | 195 | |
| 244 | 126 | 251 | Perforazioni terra | 668 | 389 | |
| 1.856 | 1.101 | 1.857 | 14.988 | 5.357 | ||
| (€ milioni) | ||||||
| 31 dic. 2014 | 30 sett. 2015 | |||||
| Portafoglio ordini | 22.147 17.750 |
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