Eni, dividendo confermato a 0,80 anche con conti in rosso

Eni, dividendo confermato a 0,80 anche con conti in rosso

ROMA – Eni ha chiuso il 2015 con un utile netto adjusted delle continuing operations pari a 340 milioni di euro e conferma l’intenzione di proporre all’assemblea degli azionisti la distribuzione di un dividendo di 0,80 euro per azione di cui 0,40 euro distribuiti nel settembre 2015 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di 0,40 euro per azione sarà messo in pagamento a partire dal 25 maggio 2016 con stacco cedola il 23 maggio 2016. Nel quarto trimestre 2015 Eni ha conseguito un utile operativo adjusted delle continuing operations di 0,86 miliardi, in calo del 64% rispetto al quarto trimestre 2014 a causa della flessione della E&P (-1,17 miliardi, pari al 58%) determinata dal crollo del prezzo del petrolio (-43%), il cui impatto e’ stato attenuato dalla crescita delle produzioni, dalla riduzione dei costi e dal deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (-12,3%).

I settori G&P e R&M hanno registrato performance positive, pur se in riduzione rispetto al quarto trimestre 2014 (in totale -0,2 miliardi) a causa di effetti scenario e, nel caso di G&P, anche per l’esito sfavorevole di un contenzioso commerciale. Complessivamente lo scenario prezzi/cambi degli idrocarburi ha penalizzato la performance operativa del trimestre per 1,9 miliardi, parzialmente compensato dalla crescita produttiva e recuperi di efficienza per 0,7 miliardi, mentre i minori benefici una tantum delle rinegoziazioni dei contratti di gas hanno pesato per -0,3 miliardi.

Nel 2015 l’utile operativo adjusted delle continuing operations è stato di 4,1 miliardi con una diminuzione del 64% (pari a 7,34 miliardi) attribuibile principalmente all’upstream (-7,44 miliardi, -64%), determinata dall’effetto scenario/cambio per 8,8 miliardi parzialmente compensato dalla crescita produttiva e recuperi di efficienza per 2,2 miliardi, mentre i minori benefici una tantum delle rinegoziazioni dei contratti gas hanno pesato per -0,7 miliardi.

Nel quarto trimestre 2015 Eni ha registrato una perdita netta adjusted delle continuing operations di 0,20 miliardi, con un peggioramento di 0,73 miliardi rispetto all’utile netto adjusted del quarto trimestre 2014 (0,53 miliardi). I driver sono stati il calo dell’utile operativo e il maggior tax rate per effetto dell’incremento registrato in E&P a causa: della concentrazione dei risultati ante imposte positivi nei contratti di Psa che, più resilienti in scenari decrescenti, sono pero’ caratterizzati da tax rate mediamente più elevati e della maggiore incidenza dei costi non fiscalizzabili sui risultati ante imposte ridotti per l’effetto scenario.

Nel quarto trimestre 2015 il Gruppo Eni ha registrato una perdita netta delle continuing operations di 6.891 milioni (7.793 milioni nell’intero esercizio) con un sensibile peggioramento rispetto all’esercizio precedente (perdita netta di 2.294 milioni nel quarto trimestre 2014 e sostanziale pareggio nell’anno) a causa della debolezza strutturale del mercato petrolifero che ha eroso la redditività operativa e il valore degli asset dell’Eni. La gestione industriale ha registrato una perdita di 5.001 milioni nel quarto trimestre (-2.774 milioni nell’anno) dovuta alla contrazione dei ricavi della E&P per i minori prezzi di realizzo della produzione equity sulla scia della caduta del Brent (-43%), all’allineamento alle quotazioni correnti del valore delle scorte di greggio e prodotti petroliferi, nonché a causa della rilevazione di significative svalutazioni delle proprietà oil&gas (4.453 milioni) che riflettono la revisione dello scenario prezzi degli idrocarburi da parte del management con l’adozione di un riferimento Brent di lungo termine a 65 dollari al barile rispetto al valore di 90 dollari nelle valutazioni del bilancio 2014.

Inoltre sulla perdita operativa ha inciso la revisione di stima dei crediti per fatture da emettere relativi a precedenti esercizi del business retail gas&power per 346 milioni e l’iscrizione di un fondo su tali crediti per 130 milioni nel trimestre (nell’anno rispettivamente 484 milioni e 226 milioni). Per attenuare l’effetto negativo dello scenario sulla redditività e sulla generazione di cassa, il management ha implementato azioni incisive di contenimento dei costi operativi dell’upstream, taglio degli investimenti grazie alla maggiore selettività nelle decisioni di spesa, alla rifasatura/rimodulazione dei grandi progetti di sviluppo e alla rinegoziazione dei contratti per la fornitura di beni strumentali e degli altri servizi di giacimento facendo leva sulla pressione deflazionistica indotta dal calo del prezzo. I tagli sugli investimenti non hanno penalizzato la performance produttiva che ha registrato una crescita del 14% a 1.884 mila boe/giorno (1.760 mila nell’anno +10%), il plateau più elevato degli ultimi 20 trimestri (su base annua dal 2010)

La gestione industriale della R&M è tornata in utile grazie alle ristrutturazioni impiantistiche e allo scenario margini più favorevole; G&P al netto degli oneri straordinari rappresentati dall’esito sfavorevole di un contenzioso commerciale ha chiuso in sostanziale pareggio, nonostante lo slittamento dei proventi attesi da alcune rinegoziazioni dei contratti long-term. Infine i costi generali e amministrativi sono stati ridotti di 0,6 miliardi. Sulla perdita netta del trimestre e dell’anno ha inciso in misura importante l’incremento del tax rate che riflette l’impatto dello scenario nella E&P che concentra gli utili ante imposte positivi nei Psa che, più resilienti in scenari decrescenti, sono però caratterizzati da tax rate mediamente più elevati, determina la maggiore incidenza dei costi non fiscalizzabili sui risultati ante imposte ridotti per l’effetto scenario e limita la capacità di iscrivere attività per imposte anticipate sulle perdite gestionali (860 milioni), nonché la rettifica delle attività per imposte anticipate in Italia di 870 milioni su base annua dovuta alla minore recuperabilità a causa del ridimensionamento dei redditi imponibili futuri e alla riduzione dell’aliquota sul reddito delle società dal 27,5% al 24% considerata sostanzialmente in vigore alla reporting date.

La perdita netta consolidata di competenza degli azionisti Eni ammonta a 8.460 milioni nel quarto trimestre e a 8.821 milioni nell’esercizio. Il dato include la perdita di competenza Eni delle discontinued operations dovuta principalmente alle svalutazioni rilevate per allineare i net assets dei due disposal group Saipem e Versalis ai rispettivi fair value costituiti per la Saipem dal prezzo di borsa alla reporting date del 31 dicembre 2015 e per la Versalis della prevedibile valorizzazione del business nell’accordo industriale in corso di definizione con un impatto complessivo di 1.969 milioni privi di effetti fiscali. Le discontinued operations comprendono inoltre il fair value positivo relativo alla quota di partecipazione nella Saipem oggetto di cessione a Fsi, dato dalla differenza tra il prezzo concordato della compravendita (8,39 euro per azione) e il prezzo di borsa delle azioni Saipem alla chiusura (7,49 euro per azione), per un provento netto di 49 milioni.