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Eni Bilancio consolidato 2009



Conto Economico

Utile netto

Nel 2009 Eni ha conseguito l'utile netto di competenza di 4.367 milioni di euro con una riduzione di 4.458 milioni di euro rispetto al 2008, pari al 50,5%, dovuta alla flessione della performance operativa di 6.462 milioni di euro (-34,9%) a causa del peggioramento dello scenario petrolifero registrato nei primi nove mesi, il cui impatto è stato parzialmente attenuato dalla circostanza che nel quarto trimestre 2008 furono rilevate svalutazioni delle scorte di petrolio e prodotti di 2,35 miliardi di euro in concomitanza con il punto di minimo toccato allora dallo scenario energetico. Alla riduzione dell'utile netto hanno contribuito i minori risultati delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto e l'incremento del tax rate di Gruppo dal 50,3% al 56% (+5,7 punti percentuali) per effetto di modifiche normative che hanno riguardato le imposte correnti in Italia e all'estero e di oneri fiscalmente non riconosciuti, nonché la rilevazione nel 2008 di proventi d'imposta per 733 milioni di euro relativi all'adeguamento della fiscalità differita per le imprese italiane e alcune imprese estere in relazione a modifiche del quadro normativo.

Utile netto adjusted

L'utile netto adjusted di competenza Eni di 5.207 milioni di euro è diminuito di 4.957 milioni di euro rispetto al 2008 (-48,8%). L'utile netto adjusted è ottenuto escludendo l'utile di magazzino di 191 milioni di euro e gli special item costituiti da oneri netti di 1.031 milioni di euro, con un effetto complessivo di 840 milioni di euro.
Gli special item si riferiscono agli esiti dei test di valutazione di proprietà oil&gas, impianti di raffinazione e marketing, goodwill rilevato in connessione ad asset commerciali nel settore Refining & Marketing e complessi petrolchimici (1.395 milioni di euro al lordo della fiscalità), oneri ambientali (298 milioni di euro) e accantonamenti operativi (378 milioni di euro) tra i quali quello dell'onere non ricorrente rappresentato dall'accantonamento di 250 milioni di euro relativo alla stima sulla base dei contatti in corso con le Autorità USA della possibile definizione transattiva della contestazione relativa al consorzio TSKJ di cui si dà notizia nel paragrafo "Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi" delle note al bilancio consolidato.
Tale onere, benché attribuito al settore Ingegneria & Costruzioni in quanto relativo alla realizzazione di impianti di liquefazione di gas, è interamente a carico di Eni e ad esso non partecipano i terzi azionisti di Saipem per effetto della garanzia patrimoniale riconosciuta alla stessa Saipem in occasione della cessione di Snamprogetti SpA, la cui controllata Snamprogetti Netherlands BV partecipa al predetto consorzio. Tali effetti negativi sono stati in parte compensati da plusvalenze su cessione di asset oil&gas al partner Suez (277 milioni di euro), proventi connessi alla componente valutativa positiva degli strumenti derivati su commodity non efficace per la copertura (287 milioni di euro), nonché proventi determinati dalla rilevazione di imposte differite attive e da modifiche al regime di deducibilità dell'IRAP dall'imposta sul reddito delle società italiane (222 milioni di euro).

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

Utile netto adjusted per settore di attività

La riduzione dell'utile netto adjusted di Gruppo è stata determinata dal calo dell'utile netto adjusted registrato nei settori:
- Exploration & Production (-4.022 milioni di euro; - 50,9%) che riflette il peggioramento della performance operativa (-7.738 milioni di euro, pari al 44,9%) dovuto principalmente alla flessione del prezzo di realizzo in dollari del petrolio e del gas (-32,2% e -29,8% rispettivamente) e alla minore produzione venduta (-9,2 milioni di boe, pari all'1,5%), parzialmente compensato dall'impatto positivo del deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (-5,3%). In aumento il tax rate da 55,9% al 60%;
- Refining & Marketing (-718 milioni di euro) che ha conseguito una perdita netta di 197 milioni di euro rispetto ad un utile netto di 521 milioni di euro conseguito nel 2008, per effetto della significativa flessione operativa (perdita operativa adjusted di 357 milioni di euro con un peggioramento di 937 milioni di euro rispetto al 2008) a causa del rilevante calo del margine di raffinazione dovuto all'andamento negativo dello scenario;
- Petrolchimica il settore ha continuato a registrare perdite sia a livello operativo sia di netto (rispettivamente -426 milioni di euro e -340 milioni di euro) per effetto del perdurare delle condizioni di debolezza dei fondamentali dell'industria con domanda in calo, eccesso di capacità ed elevata pressione competitiva. Le perdite sono sostanzialmente in linea con il 2008.

Tali flessioni sono state parzialmente compensate dall'incremento dell'utile netto adjusted dei settori:
- Gas & Power (+268 milioni di euro; +10,1%) per effetto della migliore performance operativa dell'attività Mercato (+412 milioni di euro). L'incremento operativo ha beneficiato di proventi realizzati su strumenti derivati su commodity non considerati di copertura (218 milioni di euro) che il management non valuta nella performance del periodo in quanto associabili a vendite future di gas ed energia elettrica. Tenuto conto che gli IFRS non consentono il rinvio di tale impatto ai reporting period futuri, è stata elaborata quale misura alternativa di performance l'EBITDA proforma adjusted (vedi pag. 67) che, pur escludendo tali proventi, conferma il miglioramento della performance del Mercato. La performance dell'anno è stata sostenuta dall'impatto dello scenario positivo dell'energia, dall'incremento del risultato conseguito da Distrigas e dalle sinergie di acquisizione, nonché dall'impatto della rinegoziazione dei contratti di fornitura di lungo termine, che hanno più che compensato il calo dei volumi, in particolare sul mercato Italia e l'impatto della pressione competitiva sui margini. I Business Regolati Italia confermano una sostanziale tenuta, mentre è in flessione il risultato del Trasporto Internazionale;
- Ingegneria & Costruzioni (+108 milioni di euro; +13,8%) dovuto al miglioramento della performance operativa (+79 milioni di euro) che riflette la tenuta dei ricavi e della redditività grazie ai progetti acquisiti nella fase espansiva del ciclo petrolifero e al miglioramento dell'efficienza.

La redditività del capitale investito (ROACE) calcolata su base adjusted per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2009 è stata del 9,2% (17,6% al 31 dicembre 2008).

Nel 2009, i risultati di Eni sono stati realizzati in uno scenario caratterizzato dal calo dei prezzi di realizzo del petrolio e del gas (in media -31,2%), con una diminuzione del prezzo di riferimento del Brent del 36,6% rispetto al 2008. I margini di raffinazione Eni in dollari hanno registrato una significativa flessione in linea con il marker di mercato (-3,4 dollari/barile il margine sul Brent, pari al -51,8%) dovuta alla contrazione del differenziale di prezzo tra greggi leggeri e pesanti che ha penalizzato la redditività delle raffinerie Eni dotate di un'elevata capacità di conversione, la ripresa delle quotazioni del petrolio, in assenza di un apprezzabile recupero dei prezzi dei prodotti finali a causa della debolezza dei fondamentali dell'industria (eccesso di capacità, domanda stagnante, livello delle scorte elevato), nonché la flessione particolarmente accentuata delle quotazioni del gasolio il cui spread sulla materia prima è ai minimi storici. I risultati di Eni sono stati sostenuti dal deprezzamento del 5,3% dell'euro rispetto al dollaro.

Analisi delle voci del conto economico

Ricavi della gestione caratteristica

I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2009 (83.227 milioni di euro) sono diminuiti di 24.855 milioni di euro rispetto al 2008 (-23%) per effetto essenzialmente della diminuzione dei prezzi in dollari delle commodity petrolifere, nonché dei minori volumi venduti. Tali fattori negativi sono stati parzialmente attenuati dall'impatto del deprezzamento dell'euro sul dollaro.

I ricavi del settore Exploration & Production (23.801 milioni di euro) sono diminuiti di 9.241 milioni di euro (-28%) per effetto della riduzione dei prezzi di realizzo in dollari degli idrocarburi equity (-32,2% per il petrolio; -29,8% per il gas) in relazione all'andamento dello scenario petrolifero nei primi nove mesi e, per il gas, dei parametri energetici contenuti nelle formule oil-linked e dei prezzi spot. Inoltre la riduzione dei ricavi sconta la minore produzione venduta di idrocarburi (-9,2 milioni di boe, pari all'1,5%). Tali fattori negativi sono stati parzialmente assorbiti dall'impatto del deprezzamento dell'euro sul dollaro.

I ricavi del settore Gas & Power (30.447 milioni di euro) sono diminuiti di 6.615 milioni di euro (-17,8%) per effetto della riduzione del prezzo di vendita del gas in relazione all'andamento dello scenario energia e del calo delle vendite in Italia (-12,8 miliardi di metri cubi, pari al 24,2%) dovuto agli effetti della recessione economica.
Tali effetti negativi sono stati parzialmente attenuati dall'effetto positivo sui volumi connesso all'acquisizione di Distrigas (+12,02 miliardi di metri cubi).

I ricavi del settore Refining & Marketing (31.769 milioni di euro) sono diminuiti di 13.248 milioni di euro (-29,4%) per effetto essenzialmente dei minori prezzi di vendita dei prodotti, nonché per la flessione dei volumi venduti (-10%), i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dall'impatto del deprezzamento dell'euro sul dollaro.

I ricavi del settore Petrolchimica (4.203 milioni di euro) sono diminuiti di 2.100 milioni di euro (-33,3%) rispetto al 2008 per effetto della flessione dei prezzi di vendita (in media del 26%) e dei minori volumi venduti in relazione alla debolezza della domanda sui mercati di sbocco.

I ricavi del settore Ingegneria & Costruzioni (9.664 milioni di euro) sono aumentati di 488 milioni di euro (+5,3%) rispetto al 2008 per effetto dell'elevato numero di progetti oil&gas avviati nella fase di espansione del ciclo petrolifero.

Costi operativi

I costi operativi sostenuti nel 2009 (62.532 milioni di euro) sono diminuiti di 17.822 milioni di euro rispetto al 2008, pari al 22,2%.
Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (58.351 milioni di euro) sono diminuiti di 17.999 milioni di euro (-23,6%) per effetto dei minori costi di approvvigionamento delle cariche petrolifere e petrolchimiche in relazione all'andamento dello scenario dell'energia, parzialmente assorbiti dal deprezzamento dell'euro sul dollaro. Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi includono special item di 537 milioni di euro relativi essenzialmente ad accantonamenti per rischi ambientali e di altra natura e svalutazioni di attività diverse dalle immobilizzazioni materiali e immateriali. Gli oneri non ricorrenti di 250 milioni di euro riguardano l'accantonamento dell'onere relativo alla stima sulla base dei contatti in corso con le Autorità USA della possibile definizione transattiva della contestazione relativa al consorzio
TSKJ di cui si dà notizia nel paragrafo "Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi" delle note al bilancio consolidato. Nel 2008 gli special item di 761 milioni di euro furono relativi ad accantonamenti a fronte di rischi ambientali e di altra natura, nonché a svalutazioni di attività correnti.
Il costo lavoro (4.181 milioni di euro) è aumentato di 177 milioni di euro (+4,4%) per effetto della crescita del costo lavoro unitario in Italia e all'estero (in parte dovuto all'effetto cambio), dell'aumento dell'occupazione media all'estero (per l'acquisizione di Distrigas nel settore Gas & Power e per maggiori livelli di attività nei settori Ingegneria & Costruzioni ed Exploration & Production) e per l'aumento dei costi per esodi agevolati. Tali incrementi sono stati parzialmente assorbiti dalla riduzione dell'occupazione media in Italia.

Ammortamenti e svalutazioni

Gli ammortamenti (8.762 milioni di euro) sono aumentati di 340 milioni di euro rispetto al 2008 (+4%) essenzialmente nei settori Gas & Power ed Exploration & Production (+184 milioni di euro e +111 milioni di euro rispettivamente) in relazione ai maggiori ammortamenti dovuti al consolidamento degli asset acquisiti, nonché ai maggiori costi degli investimenti riferiti a progetti di sviluppo a elevata complessità. Tali effetti sono stati parzialmente attenuati dall'effetto cambio.

Le svalutazioni del 2009 (1.051 milioni di euro) si riferiscono agli esiti dei test di valutazione di: (i) proprietà oil&gas sia con riserve certe sia di potenziale minerario in funzione della revisione riserve e dell'aumento dei costi nel settore Exploration & Production, in particolare nel Golfo del Messico, Australia, Congo ed Egitto; (ii) impianti di raffinazione a bassa complessità, il goodwill rilevato in connessione ad asset commerciali acquisiti in Europa Centro-Orientale e altri asset commerciali nel settore Refining & Marketing dovuti alle prospettive negative dello scenario di raffinazione per il quale non si prevede un rapido rientro dei fattori di debolezza riscontrati nel 2009 e del ridimensionamento delle previsioni di crescita in alcuni mercati; (iii) impianti petrolchimici per il deterioramento dello scenario prezzi/margini dovuto al calo della domanda e all'incremento della pressione competitiva.

L'analisi delle svalutazioni per settore di attività è la seguente:

Dettaglio svalutazioni

Utile operativo
Di seguito si riporta l'analisi dell'utile operativo per settore di attività.

Utile operativo

Utile operativo adjusted
Di seguito si riporta l'analisi dell'utile operativo adjusted per settore di attività.

Utile operativo adjusted 

L'utile operativo adjusted che esclude l'utile di magazzino di 345 milioni di euro e special item costituiti da oneri netti per un totale di 1.412 milioni di euro, ammonta a 13.122 milioni di euro con una diminuzione di 8.486 milioni di euro rispetto al 2008, pari al 39,3%, per effetto del peggioramento della performance operativa registrato nei settori:
- Exploration & Production (-7.738 milioni di euro, pari al -44,9%) per effetto della flessione dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gas (-32,2% e -29,8% rispettivamente) e della minore produzione venduta (-9,2 milioni di boe). Questi fattori negativi sono stati parzialmente assorbiti dal deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (circa 500 milioni di euro);
- Refining & Marketing (-937 milioni di euro) che chiude il 2009 con una perdita operativa adjusted di 357 milioni di euro a causa della rilevante flessione del margine di raffinazione in un contesto di deboli fondamentali del settore e della riduzione del contributo delle attività commerciali;
- Petrolchimica (-28 milioni di euro, pari al -7%) a causa del perdurare delle condizioni di debolezza dei fondamentali dell'industria con domanda in calo, eccesso di capacità ed elevata pressione competitiva.
Queste riduzioni sono state parzialmente compensate dal maggior utile operativo registrato dai settori:
- Gas & Power (+337 milioni di euro, pari al 9,5%) per effetto essenzialmente della positiva performance dell'attività Mercato che ha beneficiato di proventi realizzati su strumenti derivati su commodity non considerati di copertura per 218 milioni di euro che il management non valuta nella performance del periodo in quanto associabili a vendite future di gas ed energia elettrica. Tenuto conto che gli IFRS non consentono il rinvio di tale impatto ai reporting period futuri, è stata elaborata quale misura alternativa di performance l'EBITDA proforma adjusted (v. pag. 67) che, pur escludendo tali proventi, conferma il miglioramento della performance del Mercato per effetto del miglioramento dei parametri energetici di riferimento, del contributo dell'acquisizione di Distrigas e delle sinergie da integrazione, nonché l'impatto della rinegoziazione dei contratti di fornitura di lungo termine.
Tali effetti sono stati compensati dal calo delle vendite in Italia (-12,8 miliardi di metri cubi) e dall'impatto della pressione competitiva sui margini. In flessione il risultato dell'attività Trasporto Internazionale;
- Ingegneria & Costruzioni (+79 milioni di euro; +7,6%) che riflette la tenuta dei ricavi e della redditività grazie ai progetti acquisiti nella fase espansiva del ciclo petrolifero.

Proventi (oneri) finanziari netti

Gli oneri finanziari netti del 2009 sono stati di 551 milioni di euro con una riduzione di 89 milioni di euro rispetto al 2008. Il miglioramento è dovuto essenzialmente ai minori oneri finanziari sul debito dovuti alla riduzione dei tassi d'interesse sui finanziamenti in euro e in dollari (Euribor -3,4 punti percentuali; Libor -2,2 punti percentuali).
Gli effetti della variazione negativa delle differenze cambio per -312 milioni di euro si compensano con la rilevazione di proventi su strumenti derivati su cambi con una variazione di +423 milioni di euro. Gli altri proventi di 163 milioni di euro hanno riguardato la remunerazione finanziaria prevista contrattualmente nella misura del 9,4% sull'investimento del 20% in Gazprom Neft maturata fino alla data di pagamento da parte di Gazprom del prezzo di esercizio della call option avvenuto il 24 aprile 2009, comprensivi del recupero dei costi accessori e altri oneri per l'ammontare di 172 milioni di euro (229 milioni di dollari al cambio della data di pagamento).

Proventi netti su partecipazioni

L'analisi dei proventi netti su partecipazioni relativa al 2009 è illustrata nella tabella seguente:

Proventi netti su partecipazioni

I proventi netti su partecipazioni ammontano a 569 milioni di euro e riguardano: (i) le quote di competenza dei risultati netti di periodo delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto (393 milioni di euro), principalmente nei settori Gas & Power e Exploration & Production. Le plusvalenze da rivalutazione includono il provento di 100 milioni di euro rilevato sulla Artic Russia (di cui Eni è azionista al 60%) per effetto della cessione del 51% della società OOO SeverEnergia in forza dell'esercizio della call option da parte di Gazprom; (ii) i dividendi derivanti da partecipazioni valutate al costo (164 milioni di euro), in particolare da Nigeria LNG Ltd.

L'analisi per tipologia di provento/onere è la seguente:

Proventi su partecipazioni

La riduzione di 804 milioni di euro rispetto al 2008 è dovuta ai minori risultati e ai minori dividendi attribuiti delle partecipate nei settori Gas & Power ed Exploration & Production per effetto dell'andamento dello scenario energetico, nonché per la circostanza che nel 2008 era stata rilevata la plusvalenza di 190 milioni di euro sulla cessione di partecipazioni nel settore Ingegneria & Costruzioni.

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito (6.756 milioni di euro) sono diminuite di 2.936 milioni di euro, pari al 30,3%, per effetto della riduzione dell'utile ante imposte, in particolare sono state registrate minori imposte correnti dalle imprese estere del settore Exploration & Production. Il tax rate reported è aumentato di 5,7 punti percentuali per effetto delle seguenti causali:
(i) l'aumento di 1 punto percentuale dell'aliquota IRES per le società italiane del settore energia e l'introduzione di un'addizionale alla stessa IRES che ha determinato maggiori imposte correnti per 239 milioni di euro nell'esercizio;
(ii) la rilevazione dell'onere non ricorrente fiscalmente non riconosciuto rappresentato dall'accantonamento di un onere di 250 milioni di euro relativo alla stima sulla base dei contatti in corso con le Autorità USA della possibile definizione transattiva della contestazione relativa al consorzio TSKJ di cui si dà notizia nel paragrafo "Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi" delle note al bilancio consolidato;
(iii) il conguaglio in Libia dell'imposta sul reddito relativo all'esercizio precedente per 310 milioni di dollari (pari a 230 milioni di euro) determinato principalmente da modifiche dei criteri di valorizzazione dei ricavi;
(iv) la svalutazione di imposte anticipate relative ad alcuni asset upstream all'estero in funzione delle minori prospettive di redditività (-72 milioni di euro);
(v) la ridotta deducibilità in Italia del costo del venduto determinata dalla riduzione della quantità del magazzino gas (-64 milioni di euro);
(vi) la circostanza che nel 2008 vennero rilevati proventi d'imposta per 733 milioni di euro di euro relativi all'adeguamento della fiscalità differita delle imprese italiane ed estere per effetto di una serie di modifiche del quadro normativo.

Questi maggiori oneri tributari sono stati parzialmente compensati dalla rilevazione di imposte differite attive determinate dall'allineamento mediante il versamento di un'imposta sostitutiva dei valori fiscali ai maggiori valori di libro di alcuni asset minerari nell'ambito della riorganizzazione delle attività in Italia e dalla parziale deducibilità dell'IRAP dall'imposta sul reddito anche relativamente ad esercizi passati (complessivamente +222 milioni di euro).

Il tax rate adjusted, ottenuto dal rapporto tra le imposte e l'utile ante imposte al netto dell'utile/perdita di magazzino e degli special item, è del 53,6% (51,4% nel 2008).

Utile di competenza di terzi azionisti

L'utile di competenza di terzi azionisti (950 milioni di euro) riguarda essenzialmente Snam Rete Gas SpA (369 milioni di euro) e Saipem SpA (567 milioni di euro).

Risultati per settore di attività (1)  

Exploration & Production

Nel 2009 il settore Exploration & Production ha conseguito l'utile operativo adjusted di 9.484 milioni di euro con una diminuzione di 7.738 milioni di euro rispetto al 2008 (-44,9%) per effetto della riduzione dei prezzi di realizzo in dollari (petrolio -32,2%; gas naturale -29,8%) e del calo della produzione venduta (-9,2 milioni di boe).
Tali fattori negativi sono stati parzialmente assorbiti dal deprezzamento dell'euro rispetto al dollaro (circa 500 milioni di euro).

Gli special item dell'utile operativo adjusted di 364 milioni di euro riguardano svalutazioni di proprietà oil&gas sia con riserve certe sia di potenziale minerario in funzione della revisione riserve e dell'aumento dei costi, in particolare nel Golfo del Messico, le plusvalenze sulla cessione di partecipazioni in titoli esplorativi e in sviluppo/produzione nell'ambito degli accordi con Suez, la componente valutativa relativa alla porzione inefficace di strumenti derivati di copertura su commodity, nonché gli oneri per incentivazione all'esodo.

Nel 2009 i prezzi di realizzo in dollari degli idrocarburi sono diminuiti in media del 31,2% per effetto dell'andamento dello scenario prezzi (-36,6% la flessione del marker di mercato Brent). Il petrolio equity è diminuito in media del 32,2% grazie alla migliore tenuta del paniere Eni.
Il regolamento di strumenti derivati relativi a 42,2 milioni di barili venduti nell'anno ha influenzato in maniera marginale il prezzo medio di realizzo del petrolio Eni.
L'effetto positivo registrato nei primi nove mesi (+0,45 dollari/barile sulla vendita di 31,6 milioni di barili) è stato assorbito nel quarto trimestre (-1,46 dollari/barile sulla vendita di 10,6 milioni di barili) in funzione dell'inversione di tendenza dei prezzi del petrolio.
Tali strumenti derivati sono stati posti in essere per la copertura del rischio di variazione dei flussi di cassa attesi dalla vendita nel periodo 2008-2011 di circa 125,7 milioni di barili di riserve certe (37,5 milioni di boe residui a fine 2009) e furono attivati in considerazione delle acquisizioni di asset realizzate nel 2007 in Congo e nel Golfo del Messico.

Il prezzo medio di realizzo in dollari del gas è diminuito del 29,8% evidenziando una flessione meno accentuata del petrolio per effetto dei time-lag di indicizzazione ai parametri energetici contenuti nelle formule di pricing. Nella tavola che segue sono rappresentati gli effetti delle operazioni di cash flow hedge descritte in precedenza.

Petrolio

Gas & Power

Nel 2009 il settore Gas & Power ha conseguito l'utile operativo adjusted di 3.901 milioni di euro con un aumento di 337 milioni di euro rispetto al 2008 (+9,5%) per effetto essenzialmente del miglioramento dell'attività Mercato (+412 milioni di euro, pari al 31,5%) che ha beneficiato di proventi realizzati su strumenti derivati su commodity non considerati di copertura per 218 milioni di euro associabili a vendite future di gas ed energia elettrica.
Tenuto conto che gli IFRS non consentono il rinvio di tale impatto ai reporting period futuri, è stata elaborata quale misura alternativa di performance l'EBITDA proforma adjusted (vedi pag. 67) che, pur escludendo tali proventi, conferma il miglioramento della performance del Mercato dovuto all'effetto scenario positivo dell'energia, all'incremento dei risultati di Distrigas e alle sinergie dell'acquisizione, nonché all'impatto della rinegoziazione dei contratti di fornitura di lungo termine, che hanno più che compensato il calo dei volumi, in particolare sul Mercato Italia. In flessione i risultati del Trasporto internazionale.

Gli special item esclusi dall'utile operativo adjusted (proventi netti di 112 milioni di euro) si riferiscono principalmente ad un accantonamento relativo al business GNL, alla componente valutativa degli strumenti derivati non di copertura su commodity (292 milioni di euro) nonché a oneri per incentivazione all'esodo.
L'utile netto adjusted del 2009 di 2.916 milioni di euro è aumentato di 268 milioni di euro rispetto al 2008 (+10,1%) per effetto del miglioramento della performance operativa in parte assorbito dai minori risultati conseguiti dalle società collegate valutate in base al metodo del patrimonio netto.

Mercato
L'utile operativo adjusted del 2009 di 1.721 milioni di euro è aumentato di 412 milioni di euro rispetto al 2008, +31,5%). Il risultato ha beneficiato di proventi realizzati su strumenti derivati su commodity non considerati di copertura di 218 milioni di euro associabili a vendite future di gas ed energia elettrica. Al netto di tale effetto, il Mercato conferma comunque una performance positiva grazie all'effetto del miglioramento dei parametri energetici di riferimento, del contributo dell'acquisizione di Distrigas e delle sinergie da integrazione, nonché l'impatto della rinegoziazione dei contratti di fornitura di lungo termine. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dal calo delle vendite in Italia (-12,8 miliardi di metri cubi) e dall'impatto della pressione competitiva sui margini.

Business regolati
L'utile operativo adjusted del 2009 di 1.796 milioni di euro è aumentato di 64 milioni di euro rispetto al 2008, pari al 3,7%, per effetto del contributo positivo dell'attività Distribuzione (+72 milioni di euro) dovuto prevalentemente all'incremento dei ricavi che possono essere recuperati in tariffa in base al nuovo impianto tariffario riconosciuto dall'AEEG. In contrazione il risultato dell'attività Trasporto, che pur beneficiando del riconoscimento in tariffa degli investimenti effettuati, risulta penalizzato dai minori volumi a seguito della flessione della domanda gas in Italia (-52 milioni di euro). In aumento i risultati dell'attività di Stoccaggio rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (227 milioni di euro e 183 milioni di euro rispettivamente nel 2009 e 2008).

Trasporto internazionale
L'utile operativo adjusted del 2009 di 384 milioni di euro è diminuito di 139 milioni di euro rispetto al 2008 per effetto essenzialmente dei maggiori ammortamenti connessi al potenziamento del gasdotto TTPC, nonché della rilevazione dei costi di ripristino della piena operatività del gasdotto TMPC danneggiato a seguito dell'incidente occorso nel dicembre 2008.

Altre misure di performance
Di seguito si riporta l'EBITDA proforma adjusted del settore Gas & Power e il dettaglio per area di business:

EBITDA

L'EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization charges) adjusted è calcolato come somma dell'utile operativo adjusted, rettificato per quanto attiene agli effetti dei derivati su commodity come di seguito indicato, e degli ammortamenti su base proforma includendo il 100% dell'EBITDA delle società consolidate e la quota di competenza Eni dell'EBITDA delle società collegate valutate con il metodo del patrimonio netto. Per Snam Rete Gas, in considerazione dello status di società quotata, si assume la quota di competenza Eni dei risultati (55,57% al 31 dicembre 2009 determinata tenendo conto delle azioni proprie detenute dalla stessa società) nonostante si tratti di una società interamente consolidata. In considerazione del perfezionamento della ristrutturazione delle attività regolate Italia con la cessione a Snam Rete Gas del 100% della società Stoccaggi Gas Italia SpA e Italgas anche i risultati di queste società sono considerati secondo la stessa quota di competenza Eni (55,57%).
Ai soli fini della determinazione dell'EBITDA proforma adjusted, l'utile operativo adjusted del settore Mercato è rettificato dell'effetto del regolamento dei derivati su commodity e su cambi, non considerati di copertura, relativi a vendite future di gas ed energia elettrica a prezzo fisso. Nel reporting period di rilevazione dei ricavi di tali vendite a prezzo fisso, l'effetto dei derivati rinviato dai precedenti reporting period confluisce nell'EBITDA proforma adjusted. Il management ritiene che l'EBITDA adjusted rappresenti una misura alternativa importante nella valutazione della performance del settore Gas & Power tenuto conto delle caratteristiche di questo business che lo rendono simile ad un'utility europea. In tale ambito, l'EBITDA adjusted consente agli analisti e investitori di apprezzare meglio la performance relativa del settore Gas & Power Eni rispetto alle altre utility europee e di disporre dell'indicatore maggiormente utilizzato nelle valutazioni delle utility. L'EBITDA adjusted non è previsto dagli IFRS.

Refining & Marketing

Nel 2009 il settore ha conseguito una perdita operativa adjusted di 357 milioni di euro con un peggioramento di 937 milioni di euro rispetto al 2008 per effetto essenzialmente della rilevante flessione del margine di raffinazione a causa della riduzione del premio di conversione per il restringimento dei differenziali di prezzo tra greggi leggeri e pesanti e l'eccesso di prodotto finito, in particolare di gasolio, il cui spread sulla materia prima è sceso nel quarto trimestre dell'anno ai minimi storici. Sui risultati ha pesato anche la riduzione del contributo ai risultati delle attività commerciali in Italia. In particolare, il miglioramento della performance operativa registrato nei primi nove mesi per effetto della crescita della quota di mercato rete Italia che riflette le azioni di marketing e le politiche di pricing adottate, è stato più che compensato dal calo della domanda di prodotti che ha penalizzato i volumi venduti sugli altri mercati (extrarete Italia e rete del resto d'Europa).
Gli special item esclusi dall'utile operativo adjusted (537 milioni di euro) riguardano principalmente le svalutazioni operate in funzione delle previsioni di deboli fondamentali per l'industria di raffinazione e ridimensionamento delle aspettative di crescita in alcuni mercati retail e altri canali. Queste hanno riguardato in particolare impianti di raffinazione a bassa complessità, comprese raffinerie partecipate, il goodwill rilevato in connessione ad asset commerciali acquisiti in Europa Centro-Orientale, asset commerciali in Europa, nonché gli investimenti di periodo su asset svalutati in precedenti esercizi. Gli altri special item hanno riguardato oneri ambientali e per rischi e la componente valutativa dei derivati su commodity.
La perdita netta adjusted del 2009 pari a 197 milioni di euro, con un peggioramento pari a 718 milioni di euro, risente del peggioramento della performance operativa (-937 milioni di euro) nonché dalla riduzione dei risultati delle società valutate con il metodo del patrimonio netto.

Petrolchimica

Nel 2009 il settore ha registrato la perdita operativa adjusted di 426 milioni di euro con un peggioramento di 28 milioni di euro rispetto al 2008 per effetto del perdurare delle condizioni di debolezza dei fondamentali dell'industria con domanda in calo ed elevata pressione competitiva.
Gli special item esclusi dalla perdita operativa di 128 milioni di euro si riferiscono essenzialmente a svalutazioni relative agli impianti del ciclo olefine-aromatici-polietilene di Porto Marghera e del Polo Siciliano per effetto del peggioramento dello scenario margini/volumi dovuto alla contrazione della domanda e delle previsioni di ulteriore inasprimento della pressione competitiva legato all'avvio di nuova capacità in Medio Oriente.

Ingegneria & Costruzioni

Nel 2009 il settore Ingegneria & Costruzioni ha conseguito l'utile operativo adjusted di 1.120 milioni di euro con un aumento di 79 milioni di euro rispetto al 2008, pari al 7,6%, per effetto della tenuta dei ricavi e della redditività grazie ai progetti acquisiti nella fase espansiva del ciclo petrolifero.
Gli special item esclusi dall'utile operativo adjusted riguardano essenzialmente l'onere non ricorrente rappresentato dall'accantonamento relativo alla stima sulla base dei contatti in corso con le Autorità USA della possibile definizione transattiva della contestazione relativa al consorzio TSKJ di cui si dà notizia nel paragrafo "Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi" delle note al bilancio consolidato.
L'utile netto adjusted di 892 milioni di euro aumenta di 108 milioni di euro rispetto al 2008.

Altre attività

Corporate e società finanziarie

NON-GAAP measure
Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto a quelli adjusted

Il management Eni valuta la performance del Gruppo e dei settori di attività sulla base dell'utile operativo e dell'utile netto adjusted ottenuti escludendo dall'utile operativo e dall'utile netto reported gli special item, l'utile/perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell'utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto, quelli relativi agli strumenti finanziari derivati non di copertura diversi da quelli su commodity e le differenze di cambio.
L'effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell'utile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l'eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l'aliquota del 34% prevista dalla normativa fiscale italiana (33% per i periodi pregressi). L'utile operativo e l'utile netto adjusted non sono previsti né dagli IFRS, né dagli US GAAP. Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l'analisi dell'andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. L'utile netto adjusted di settore è utilizzato dal management nel calcolo della redditività del capitale investito netto di settore (ROACE di settore).

Di seguito sono descritte le componenti che sono escluse dal calcolo dei risultati adjusted.

L'utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall'applicazione del costo medio ponderato prevista dagli IFRS. Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell'attività; oppure (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi.
In applicazione della delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006 le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell'informativa finanziaria. Inoltre è classificata tra gli special item la componente valutativa degli strumenti derivati non di copertura su commodity (inclusa la porzione inefficace dei derivati di copertura).

Gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto esclusi dall'utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all'attività operativa.
Inoltre sono esclusi gli oneri/proventi relativi agli strumenti finanziari derivati non di copertura diversi da quelli su commodity e le differenze di cambio. Pertanto restano inclusi nell'utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall'accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production).
Nelle tavole seguenti sono rappresentati l'utile operativo e l'utile netto adjusted a livello di settore di attività e di Gruppo e la riconciliazione con l'utile netto di competenza Eni.

Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto ai valori adjusted

Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto ai valori adjusted 2008

Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto ai valori adjusted 2007

Dettaglio degli special item

Dettaglio delle svalutazioni