Conto economico¹

Utile netto

Nel 2013 l’utile netto di competenza degli azionisti Eni di €5.160 milioni è maturato in un mercato particolarmente difficile per tutti i settori di business Eni a causa d’interruzioni straordinarie di produzione dovute ai fattori geopolitici nella E&P, del continuo deterioramento dei prezzi e dei margini di vendita nei business mid-downstream dovuto alla crisi economica, al calo strutturale della domanda di commodity energetiche, all’eccesso di offerta/capacità e all’intensa pressione competitiva, nonché del crollo di redditività della Saipem dovuto alle perdite straordinarie su commesse.

Nonostante questi fattori negativi di carattere eccezionale, l’utile netto 2013 registra un aumento del 22,9% rispetto al 2012 (+€960 milioni) grazie alla flessibilità, assicurata da un portafoglio di opportunità sempre più ampio dovuta ai recenti risultati esplorativi, che ha permesso la monetizzazione anticipata di risultato e di cassa con la cessione del 20% della scoperta in Mozambico con un incasso di €3,4 miliardi e una plusvalenza netta di conto economico di circa €3 miliardi e il disinvestimento della partecipazione negli assets siberiani di Artic Russia con un incasso di €2,2 miliardi avvenuto nel gennaio 2014 e una plusvalenza da rivalutazione a fair value di €1,7 miliardi registrata nell’utile 2013 in forza dell’avvenuta cessazione del controllo congiunto alla data di redazione del bilancio.

L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è stato di €4.433 milioni, in riduzione di €2.697 milioni rispetto al 2012, pari al 37,8%. Depurando il 2012 del contributo di Snam alle continuing operations la riduzione dell’utile netto si riduce al 35%. La flessione riflette il difficile andamento di tutti i settori di business per i trend fondamentali descritti in precedenza. L’utile netto adjusted è ottenuto escludendo la perdita di magazzino di €438 milioni e gli special item costituiti da proventi netti di €1.165 milioni, assunti dopo la riclassifica nell’utile operativo delle differenze e dei derivati su cambi relativi alla gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity, per una rettifica negativa di €727 milioni.

Gli special item dell’utile operativo di €3.046 milioni si riferiscono principalmente a:

1. svalutazioni d’impianti di generazione elettrica, raffinazione, goodwill e altri avviamenti commerciali per €2.400 milioni nei settori Gas & Power (€1.685 milioni) e Refining & Marketing (€633 milioni), a causa delle ridimensionate prospettive di redditività dei business in considerazione del calo strutturale della domanda, eccesso d’offerta e di capacità, crescente pressione competitiva e altri svantaggi di costo. Svalutazioni di minore entità hanno riguardato proprietà Oil & Gas nel settore Exploration & Production (€19 milioni netti) a causa di revisioni negative delle riserve quasi completamente assorbite da riprese di valore per revisioni positive, e linee di business marginali prive di prospettive di reddito nella Chimica (€44 milioni);
2. costi e accantonamenti al fondo rischi e oneri di €334 milioni relativi a contratti onerosi al netto di utilizzi;
3. la riclassifica nell’utile operativo delle differenze e dei derivati su cambi diversi da quelli relativi alla gestione finanziaria, in particolare i 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 (proventi di €195 milioni);
4. accantonamenti per oneri di incentivazione all’esodo (€270 milioni) e oneri ambientali (€205 milioni);
5. la componente valutativa di derivati su commodity privi dei requisiti per essere contabilizzati in hedge accounting (oneri di €315 milioni);
6. le plusvalenze nette sulla cessione di asset minerari non strategici del settore Exploration & Production (€283 milioni).

Gli special item non operativi comprendono:

1. oltre alla plusvalenza sulla cessione alla CNPC (€2.994 milioni al netto dell’effetto fiscale), quelle ottenute dallo smobilizzo dell’8,19% del capitale sociale di Galp pari a €98 milioni, di cui €67 milioni relativi al reversal della riserva patrimoniale da valutazione, e dell’11,69% del capitale sociale Snam (€75 milioni, di cui €8 milioni relativi al reversal della riserva patrimoniale da valutazione);
2. la plusvalenza da rivalutazione della partecipazione del 60% nella società Artic Russia a seguito dell’accordo di cessione definito con Gazprom (€1.682 milioni);
3. la svalutazione di attività per imposte anticipate (€954 milioni) relativa alla gestione italiana valutate non più recuperabili a causa della proiezione di minori redditi imponibili futuri;
4. la svalutazione di imposte differite attive di €490 milioni in relazione alla rinegoziazione di alcuni contratti petroliferi.

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

I risultati di Eni sono stati realizzati in uno scenario caratterizzato dal trend leggermente ribassista dei prezzi di realizzo del petrolio a causa della riduzione del prezzo di riferimento del Brent del 2,6% rispetto al 2012. I margini di raffinazione hanno registrato un crollo senza precedenti attestandosi al di sotto di un dollaro/barile (-45,3% rispetto al 2012) in un quadro di estrema volatilità, a causa della debolezza strutturale del settore penalizzato da eccesso di capacità, contrazione della domanda di carburanti e crescente competizione da flussi di prodotto di importazione. Inoltre, i margini Eni hanno risentito dell’andamento negativo dei differenziali tra il marker di riferimento Brent e i greggi approvvigionati a causa della riduzione dell’offerta di greggi pesanti nell’area del Mediterraneo. Il mercato del gas è stato caratterizzato dalla debolezza della domanda, pressione competitiva ed eccesso di offerta. La competizione sul pricing ha continuato a essere intensa, tenuto conto degli obblighi minimi di prelievo dei contratti di approvvigionamento take-or-pay e delle ridotte opportunità di vendita. In ripresa il prezzo spot del gas in Europa che registra un incremento del 12,2% rispetto ai valori del 2012 tale però da non assorbire il costo oil-linked dell’approvvigionato long-term. I margini dell’energia elettrica hanno raggiunto valori negativi a causa dell’eccesso di offerta e della competizione da altre fonti maggiormente competitive. I risultati dell’esercizio sono stati penalizzati dall’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+3,3%).