dcsimg
false
Toolbox

Conto economico

2009 (milioni di euro) 2010 2011 Var. ass. Var. %
83.227 Ricavi della gestione caratteristica 98.523 109.589 11.066 11,2
1.118 Altri ricavi e proventi 956 933 (23) (2,4)
(62.532) Costi operativi (73.920) (83.940) (10.020) (13,6)
(250) di cui (oneri) proventi non ricorrenti 246 (69)
55 Altri proventi (oneri) operativi 131 171 40 30,5
(9.813) Ammortamenti e svalutazioni (9.579) (9.318) 261 2,7
12.055 Utile operativo 16.111 17.435 1.324 8,2
(551) Proventi (oneri) finanziari (727) (1.129) (402) (55,3)
569 Proventi netti su partecipazioni 1.156 2.171 1.015 87,8
12.073 Utile prima delle imposte 16.540 18.477 1.937 11,7
(6.756) Imposte sul reddito (9.157) (10.674) (1.517) (16,6)
56,0 Tax rate (%) 55,4 57,8 2,4
5.317 Utile netto 7.383 7.803 420 5,7
di competenza:
4.367 - azionisti Eni 6.318 6.860 542 8,6
950 - interessenze di terzi 1.065 943 (122) (11,5)

Utile netto

Nel 2011 l’utile netto di competenza degli azionisti Eni di 6.860 milioni di euro è aumentato di 542 milioni di euro rispetto al 2010, pari all’8,6%. L’incremento riflette il miglioramento della performance operativa (+1.324 milioni di euro, pari all’8,2%), dovuto al settore Exploration & Production, grazie all’andamento favorevole dello scenario petrolifero e ai minori oneri straordinari di circa 1 miliardo di euro, attenuati dall’andamento negativo dei settori downstream. Il risultato ha beneficiato delle plusvalenze derivanti dalla cessione delle partecipazioni nelle società del trasporto internazionale del gas da Nord Europa e Russia (1.044 milioni di euro). Tali incrementi sono stati parzialmente compensati dal peggioramento del saldo oneri finanziari e su cambi netti (-402 milioni di euro), nonché dall’incremento delle imposte sul reddito (-1.517 milioni di euro)dovuto alla crescita di 2,4 punti percentuali del tax rate consolidato e all’adeguamento delle imposte differite di 573 milioni di euro per effetto della revisione dell’aliquota fiscale di un Production Sharing Agreement (PSA) nella Divisione Exploration & Production.

Utile netto adjusted

2009 (milioni di euro) 2010 2011 Var. ass. Var. %
4.367 Utile netto di competenza azionisti Eni 6.318 6.860 542 8,6
(191) Eliminazione (utile) perdita di magazzino (610) (724)
1.031 Esclusione special item 1.161 833
di cui:
250 - oneri (proventi) non ricorrenti (246) 69
781 - altri special item 1.407 764
5.207 Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni (a) 6.869 6.969 100 1,5
  1. 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”.

L’utile netto adjusted di competenza azionisti Eni è stato di 6.969 milioni di euro, in aumento di 100 milioni di euro rispetto al 2010 (+1,5%). L’utile netto adjusted è ottenuto escludendo l’utile di magazzino di 724 milioni di euro e gli special item costituiti da oneri netti di 833 milioni di euro, determinando una rettifica positiva di 109 milioni di euro.

Gli special item dell’utile operativo si riferiscono principalmente a:

  1. svalutazioni di impianti e asset intangibili per 1.022 milioni di euro rilevate in massima parte dai business raffinazione e Mercato gas che sono maggiormente esposti all’indebolimento del quadro congiunturale, alla volatilità dei prezzi delle commodity e alla pressione competitiva. Sulla base di tali driver, il management ha ridimensionato in misura importante le prospettive di redditività degli asset interessati adeguando i valori di libro ai minori valori d’uso in sede di impairment review. Svalutazioni di minore entità hanno riguardato certe proprietà oil&gas nel settore Exploration & Production a causa di revisioni negative delle riserve e dello scenario prezzi, e nella Petrolchimica con riguardo a linee di business marginali prive di prospettive di reddito;
  2. oneri di incentivazione all’esodo (209 milioni di euro) compreso l’adeguamento della passività stanziata a fronte del piano di mobilità 2010-2011 del personale Italia derivante dalle modifiche ai requisiti pensionistici introdotte dal recente Decreto Legge 201/2011 del dicembre 2011;
  3. accantonamenti al fondo rischi ambientali e diversi (274 milioni di euro complessivi).

Gli special item non operativi comprendono: (i) la svalutazione di 157 milioni di euro dell’interest Eni in un’iniziativa di raffinazione nell’Europa dell’Est a causa delle ridimensionate prospettive di redditività; (ii) l’adeguamento dell’importo di 552 milioni di euro del fondo imposte differite per riflettere il cambio dell’aliquota fiscale applicabile a un contratto petrolifero di production sharing, compresa la quota del fondo iscritta all’atto dell’acquisizione del relativo diritto minerario da parte Eni nell’ambito di una business combination; (iii) le plusvalenze realizzate sulla cessione delle partecipazioni nelle società del trasporto internazionale del gas (1.044 milioni di euro).

L’analisi dell’utile netto adjusted per settore di attività è riportata nella seguente tabella:

2009 (milioni di euro) 2010 2011 Var. ass. Var. %
3.878 Exploration & Production 5.600 6.866 1.266 22,6
2.916 Gas & Power 2.558 1.541 (1.017) (39,8)
(197) Refining & Marketing (49) (262) (213) ..
(340) Petrolchimica (85) (208) (123) ..
892 Ingegneria & Costruzioni 994 1.098 104 10,5
(245) Altre attività (216) (225) (9) (4,2)
(744) Corporate e società finanziarie (699) (787) (88) (12,6)
(3) Effetto eliminazione utili interni (a) (169) (111) 58
6.157 7.934 7.912 (22) (0,3)
di competenza:
950 interessenze di terzi 1.065 943 (122) (11,5)
5.207 azionisti Eni 6.869 6.969 100 1,5
  1. 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.

L’utile netto adjusted di Gruppo è stato determinato dal maggior utile netto adjusted registrato nei settori:

  • Exploration & Production (+1.266 milioni di euro; +22,6%) che riflette il miglioramento del risultato operativo (+2.193 milioni di euro, pari al 15,8%) dovuto all’incremento del prezzo di realizzo in dollari degli idrocarburi (petrolio +40,3%; gas naturale +7,7%). Tale andamento ha più che compensato la perdita di risultato operativo connessa alla ridotta attività in Libia dove, comunque, lo sforzo operato nella parte finale dell’anno per riavviare la produzione e le esportazioni di gas ha consentito di attenuare l’impatto della forza maggiore dichiarata durante la fase acuta della crisi e revocata il 20 dicembre 2011. L’effetto negativo dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+4,9%) ha pesato per circa 490 milioni di euro;
  • Ingegneria & Costruzioni (+104 milioni di euro; +10,5%) dovuto al miglioramento del risultato operativo (+117 milioni di euro, pari all’8,8%) per effetto della crescita dei ricavi e della maggiore redditività delle commesse.
    Tali incrementi sono stati parzialmente assorbiti dalla flessione dell’utile netto adjusted registrata nei settori:
  • Gas & Power (-1.017 milioni di euro; -39,8%) per effetto della flessione del risultato operativo adjusted di 1.173 milioni di euro, pari al 37,6%. Tale variazione è determinata dall’attività Mercato che ha chiuso l’esercizio con una perdita di 550 milioni di euro a fronte dell’utile di 733 milioni di euro nel 2010, penalizzata dalla debole domanda e dalla forte pressione competitiva alimentata dall’eccesso di offerta che hanno compresso i margini unitari e ridotto le opportunità di vendita. Il risultato è stato penalizzato anche dall’indisponibilità del gas libico che ha causato sia il peggioramento del mix di acquisto sia minori vendite agli importatori, dall’effetto negativo dello scenario energia e del cambio, nonché di condizioni climatiche particolarmente miti e dal blocco tariffario in alcuni Paesi europei. Inoltre i risultati del Mercato riflettono solo in parte i benefici delle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento, alcune delle quali si sono concluse dopo la chiusura dell’esercizio con il conseguente rinvio delle rilevazioni contabili di tali benefici. Il peggioramento dell’attività Mercato è stato attenuato dalle positive performance del Trasporto internazionale e dei Business regolati Italia;
  • Refining & Marketing che ha registrato un ampliamento della perdita netta adjusted (da -49 milioni di euro del 2010 a -262 milioni di euro del 2011) per effetto dell’andamento negativo dello scenario di raffinazione con margini su valori non remunerativi, e del calo dei consumi di carburante a causa della debole congiuntura. Tali fenomeni sono stati solo in parte attenuati dalle azioni di recupero di efficienza e di ottimizzazione dei cicli di lavorazione;
  • Petrolchimica che ha registrato maggiori perdite nette adjusted (da -85 milioni di euro del 2010 a -208 milioni di euro del 2011) per effetto del peggioramento della performance operativa dovuto alla flessione dei margini unitari, in particolare del cracker a causa degli elevati costi della carica petrolifera non trasferiti sui prezzi di vendita, e alla sensibile riduzione della domanda sul mercato dovuta all’attesa riduzione dei prezzi delle commodity petrolchimiche.

Nel 2011, i risultati di Eni sono stati realizzati in uno scenario caratterizzato dal rialzo dei prezzi di realizzo del petrolio e del gas (in media +30%), con un aumento del prezzo di riferimento del Brent del 40% rispetto al 2010. I margini di raffinazione si sono attestati su livelli non remunerativi (2,06 dollari/barili il margine di raffinazione sul Brent nel Mediterraneo; -22,6%) a causa degli elevati costi della materia non trasferiti nei prezzi finali dei prodotti. I margini Eni hanno sofferto anche della contrazione del differenziale di quotazione tra greggi leggeri e pesanti nell’area del Mediterraneo con un impatto negativo sulle raffinerie Eni a elevata conversione. In aumento il prezzo spot del gas in Europa che registra un incremento del 37,7% rispetto ai valori depressi del 2010; tale incremento non ha comportato un miglioramento dei margini di commercializzazione dal gas Eni a causa della crescita del costo oil-linked dell’approvvigionato e della pressione competitiva. I risultati sono stati inoltre penalizzati dall’apprezzamento del cambio euro/dollaro (+4,9%).

2009 2010 2011 Var. %
61,51 Prezzo medio del greggio Brent dated (a) 79,47 111,27 40,0
1,393 Cambio medio EUR/USD (b) 1,327 1,392 4,9
44,16 Prezzo medio in euro del greggio Brent dated 59,89 79,94 33,5
3,13 Margini europei medi di raffinazione (c) 2,66 2,06 (22,6)
3,56 Margine di raffinazione Brent/Ural (c) 3,47 2,90 (16,4)
2,25 Margini europei medi di raffinazione in euro 2,00 1,48 (26,0)
4,78 Prezzo gas NBP (d) 6,56 9,03 37,7
1,2 Euribor - euro a tre mesi 0,8 1,4 75,0
0,7 Libor - dollaro a tre mesi 0,3 0,3
  1. In USD per barile. Fonte: Platt’s Oilgram.
  2. Fonte: BCE.
  3. In USD per barile FOB Mediterraneo greggio Brent. Elaborazione Eni su dati Platt’s Oilgram.
  4. In USD per milioni di btu.

Torna Su

Eni S.p.a. - Sede legale
Piazzale Enrico Mattei, 1
00144 Roma

Sedi secondarie
Via Emilia, 1
e Piazza Ezio Vanoni, 1
20097 - San Donato Milanese (MI)

Partita IVA
n. 00905811006

Capitale sociale
€ 4.005.358.876,00 i.v.

C. F. e Registro Imprese di Roma
n. 00484960588

Mission
Siamo un’impresa integrata nell’energia, impegnata a crescere nell’attivita di ricerca, produzione, trasporto, trasformazione e commercializzazione di petrolio e gas naturale. Tutti gli uomini e le donne di eni hanno una passione per le sfide, il miglioramento continuo, l’eccellenza e attribuiscono un valore fondamentale alla persona, all’ambiente e all’integrità.