LOADING
Eni Bilancio consolidato 2009



Profilo dell'anno

I risultati
Nel 2009 Eni ha conseguito l'utile netto di 4,37 miliardi di euro. L'utile netto adjusted è stato di 5,21 miliardi di euro, in diminuzione del 48,8% per effetto della flessione dell'utile operativo del settore Exploration & Production a causa del peggioramento dello scenario petrolifero nei primi nove mesi dell'anno, e del settore Refining & Marketing per il calo del margine di raffinazione. I settori Gas & Power e Ingegneria & Costruzioni hanno invece migliorato la propria performance operativa.

Il cash flow (flusso di cassa netto da attività d'esercizio) di 11,14 miliardi di euro, unitamente ai disinvestimenti di partecipazioni e asset minori (3,6 miliardi di euro) e alla quota di terzi dell'aumento di capitale connesso alla riorganizzazione dei business regolati Italia (1,54 miliardi di euro), hanno consentito di finanziare in parte gli investimenti a sostegno della crescita organica e dell'esplorazione di 13,69 miliardi di euro, il completamento dell'acquisizione di Distrigas per 2,04 miliardi di euro e il pagamento dei dividendi Eni per 4,17 miliardi di euro. A fine esercizio il leverage è pari a 0,46 (0,38 al 31 dicembre 2008).

Il dividendo
I buoni risultati conseguiti e i solidi fondamentali dell'azienda consentono la distribuzione di 1,00 euro per azione (1,30 euro per azione nel 2008), di cui 0,50 già distribuiti nel settembre 2009 a titolo di acconto. Il management conferma l'impegno di Eni nel sostenere una costante creazione di valore per gli azionisti.

La produzione di idrocarburi
Nel 2009 la produzione di idrocarburi è stata di 1,769 milioni di barili/giorno, in flessione dell'1,6% rispetto al 2008; invariata se si escludono i tagli OPEC (-28 mila barili/giorno).
La crescita organica e gli avvii hanno compensato gli impatti di problemi tecnici e di sicurezza in Nigeria, la minore produzione di gas assorbita dal mercato europeo e il declino di giacimenti maturi.
L'obiettivo al 2013 è di conseguire il livello produttivo di oltre 2 milioni di barili/giorno con un tasso di crescita medio annuo nel periodo superiore al 2,5%, in base allo scenario di prezzo di 65 dollari/barile costante nel periodo.

Le riserve certe di idrocarburi
Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2009 determinate sulla base del riferimento Brent a 59,9 dollari/barile ammontano a 6,57 miliardi di boe. Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve è stato del 96% corrispondente a una vita utile residua di 10,2 anni. Escludendo l'effetto prezzo nei PSA, il tasso di rimpiazzo si ridetermina nel 109%.

Le vendite di gas naturale
Le vendite di gas naturale sono state di 103,72 miliardi di metri cubi, in lieve flessione rispetto al 2008 (-0,5%).
La significativa riduzione dei volumi registrata sul mercato nazionale, per effetto della recessione economica e dell'intensificarsi della pressione competitiva (-24,3%), è stata compensata dal pieno contributo dell'acquisizione di Distrigas (+12,02 miliardi di metri cubi) e dalla crescita organica in alcuni mercati europei.
Al 2013 Eni intende conseguire un volume di vendite di circa 118 miliardi di metri cubi con un tasso di incremento medio annuo superiore al 3%. In un contesto di mercato particolarmente sfidante, la crescita di Eni sarà supportata dall'eccellente posizionamento strategico in Europa e dal rafforzamento delle sinergie commerciali con Distrigas.

Distrigas
Nel 2009 è stata completata l'acquisizione di Distrigas con l'OPA sulle azioni di minoranza cui è seguito il delisting del titolo Distrigas da Euronext Brussels. L'operazione ha rappresentato per Eni un importante passo avanti nel consolidamento della propria leadership nel mercato europeo del gas grazie alle significative sinergie da integrazione.

Riorganizzazione Business regolati del gas in Italia
Nel 2009 è stata attuata la riorganizzazione delle infrastrutture gas in Italia attraverso la cessione a Snam Rete Gas delle attività di distribuzione e di stoccaggio di gas naturale svolte attraverso le consociate Italgas e Stoccaggi Gas Italia. L'operazione ha consentito a Eni di generare valore attraverso il conseguimento di importanti sinergie strutturali nel settore dei business regolati e di rafforzare la struttura patrimoniale consolidata.

Partnership strategica Eni-Gazprom
La partnership strategica tra Eni e Gazprom, primo produttore mondiale di gas, ha raggiunto nel 2009 il suo 40° anno di attività. I due partner intendono proseguire nello sviluppo congiunto di progetti nell'upstream e nel mercato gas. In particolare, nel 2009: (i) è stato ceduto il 20% di OAO Gazprom Neft posseduto da Eni in forza dell'esercizio della call option da parte di Gazprom al prezzo contrattuale di 3,07 miliardi di euro; (ii) è stata perfezionata la cessione del 51% della joint venture Eni-Enel OOO SeverEnergia a Gazprom in forza dell'esercizio della call option da parte della società russa. Il valore della transazione in quota Eni è di 940 milioni di dollari (incassato per il 25% alla data di bilancio e per il restante 75% il 31 marzo 2010); (iii) è stato concordato l'ampliamento dello scope of work originario del progetto di realizzazione del gasdotto South Stream con un incremento della capacità di trasporto della pipeline da 31 a 63 miliardi di metri cubi di gas/anno.

Principali sviluppi di portafoglio
Nel gennaio 2010 Eni, capofila con il 32,8% di un consorzio di compagnie internazionali, e le compagnie di stato South Oil Company e Missan Oil Company hanno ratificato il contratto di sfruttamento del giacimento giant Zubair in Iraq. Lo sviluppo prevede il raggiungimento progressivo del target di produzione di 1,2 milioni di barili/giorno nel corso dei prossimi sei anni.
Nel gennaio 2010 Eni e la società di Stato venezuelana PDVSA hanno siglato un accordo per lo sviluppo congiunto del giacimento giant a olio pesante Junin 5, nella Faja dell'Orinoco, che contiene riserve "in place" certificate di 35 miliardi di barili.

Nel giugno 2009 è stata perfezionata l'acquisizione da Quicksilver Resources Inc. della quota del 27,5% degli asset detenuti dalla società nell'Area "Alliance", nel Texas settentrionale, contenente riserve di gas shale. Il prezzo della transazione è stato di 280 milioni di dollari. Nel 2009 la produzione di spettanza Eni proveniente dagli asset acquisiti è stata di 4 mila boe/giorno, che cresceranno a circa 10 mila boe nel 2011.

Nel novembre 2009 Eni si è aggiudicata la quota del 37,8% nella licenza Sanga Sanga, in Indonesia, per la produzione di gas da giacimenti di carbone (coal bed methane). I risultati degli studi preliminari condotti di recente nel blocco stimano un potenziale minerario di circa 111 miliardi di metri cubi che sarà accertato attraverso un programma di coltivazione previsto a partire dal 2010.

Nel maggio 2009 Eni e il Ministero del Petrolio egiziano hanno firmato un accordo che prevede l'estensione di 10 anni della concessione del giacimento giant di Belayim con l'impegno Eni di spesa di 1,5 miliardi di dollari nei prossimi 5 anni in investimenti, interventi di ottimizzazione della produzione e costi operativi.

Nel gennaio 2010 Eni ha definito l'accordo per l'acquisizione in Austria di attività downstream che comprendono una rete di distribuzione di carburanti di 135 impianti, attività extrarete nonché asset commerciali nel business avio e attività complementari di logistica e stoccaggio.

Nell'ottobre 2009 Eni e i partner commerciali di Turchia e Russia nella realizzazione dell'oleodotto Samsum-Ceyhan hanno firmato un Memorandum of Understanding che sancisce l'impegno a definire le condizioni economiche e contrattuali per l'ingresso nel progetto delle imprese russe, tale da assicurare i volumi di greggio necessari a garantirne la sostenibilità economica. Il progetto realizzerà un by-pass per il petrolio proveniente da est evitando il trasporto via mare attraverso lo stretto dei Dardanelli e il Bosforo, con importanti ricadute in termini di sicurezza e protezione dell'ambiente.

Nell'ambito del processo di ottimizzazione del portafoglio upstream, è stata definita la razionalizzazione delle attività minerarie in Italia con la costituzione di tre Newco alle quali sono stati conferiti rispettivamente tre cluster di titoli, raggruppati in base alla collocazione geografica: Nord Italia (Pianura Padana ed Emilia Romagna), Italia Centrale (Marche, Abruzzo, Molise) e Mezzogiorno, nell'area di Crotone. Sono in fase avanzata le trattative di vendita a terzi delle Società Padana Energia SpA e Società Adriatica Idrocarburi SpA, conferitarie rispettivamente degli asset del Nord e Centro Italia.

Partnership agreement
Nel 2009 sono state definite importanti partnership strategiche con i Paesi detentori di riserve di idrocarburi, che fanno leva sul modello di cooperazione Eni volto a integrare il business tradizionale con attività di sviluppo sostenibile finalizzate a promuovere elevati standard di sviluppo socio-economico nei Paesi ospitanti. Tali accordi, che hanno interessato in particolare Angola, Egitto, Kazakhstan e Turkmenistan, rappresentano altrettante opportunità di accesso a nuove riserve.

L'attività esplorativa
Nel 2009 l'attività esplorativa (1.228 milioni di euro) ha conseguito numerosi successi, in particolare con la scoperta giant di Perla (Eni 50%) in Venezuela e con la scoperta ad elevato potenziale di Cabaça Norte (Eni 35%, operatore) in Angola. Altri importanti successi esplorativi sono stati ottenuti in Ghana, Golfo del Messico, Indonesia, Mare del Nord e Pakistan. Nell'anno sono stati completati 69 pozzi esplorativi in quota Eni, oltre a 10 pozzi in progress a fine esercizio con un tasso di successo commerciale del 43,6% in quota Eni.
Il portafoglio esplorativo è stato rafforzato attraverso l'acquisizione di nuovi permessi in Angola, Cina, Ghana, Golfo del Messico e Norvegia, in linea con le strategie Eni di consolidamento delle presenze in aree selezionate.

Principali dati economici e finanziari

Principali indicatori reddittuali e finanziari

Principali indicatori di mercato

Principali dati operativi