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Conto economico

I motivi delle variazioni più significative delle voci di conto economico di Eni SpA se non espressamente indicate di seguito, sono commentate nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, cui si rinvia.

MOSTRA TUTTO

Ricavi della gestione caratteristica

2010 (€ milioni) 2011 2012 Var. ass.
2.712 Divisione Exploration & Production 3.490 3.739 249
16.781 Divisione Gas & Power 22.107 26.316 4.209
18.194 Divisione Refining & Marketing 23.364 24.720 1.356
853 Corporate 939 965 26
(3.289) Elisioni (4.297) (4.543) (246)
35.251 45.603 51.197 5.594

I ricavi della Divisione Exploration & Production (€3.739 milioni) sono aumentati di €249 milioni, pari al 7,1%, a seguito essenzialmente: (i) dell’aumento del prezzo di vendita in euro del greggio (7,5%) e dell’aumento del prezzo di vendita del gas naturale (3,6%); (ii) dell’aumento dei volumi di idrocarburi prodotti, pari al 5,4%, equivalente a 2,8 milioni di boe, connesso all’entrata in produzione di nuovi impianti in Val d’Agri e nell’offshore adriatico; (iii) dei maggiori ricavi per prestazioni di servizi alle consociate estere.

I ricavi della Divisione Gas & Power (€26.316 milioni) sono aumentati di €4.209 milioni, pari al 19%, per effetto essenzialmente dell’andamento dei parametri energetici di riferimento dei prezzi di vendita del gas e del cambio euro/dollaro e dei maggiori volumi di gas venduti all’estero grazie anche all’integrazione del portafoglio Eni Gas & Power NV (ex Distrigas NV).

I ricavi della Divisione Refining & Marketing (€24.720 milioni) sono aumentati di €1.356 milioni, pari al 5,8%, a seguito essenzialmente: (i) dell’effetto dell’apprezzamento del dollaro rispetto all’euro; (ii) dell’aumento dei prezzi di vendita in dollari dei prodotti petroliferi. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla diminuzione dei volumi di vendita dei prodotti.

I ricavi della Corporate (€965 milioni) aumentano di €26 milioni, pari al 2,8% a seguito essenzialmente dei maggiori addebiti alle Divisioni e alle società del Gruppo in relazione ai maggiori servizi resi.

Utile operativo

2010 (€ milioni) 2011 2012 Var. ass.
818 Divisione Exploration & Production 1.579 1.742 163
222 Divisione Gas & Power (999) (1.664) (665)
(35) Divisione Refining & Marketing (355) (894) (539)
(544) Corporate (465) (383) 82
(24) Eliminazione utili interni (a) (53) 145 198
437 Utile operativo (293) (1.054) (761)
(684) Esclusione (utile) perdita di magazzino (b) (930) (145) 785
(247) Utile operativo a valori correnti (1.223) (1.199) 24
  1. Gli utili interni riguardano gli utili conseguiti sulle cessioni interdivisionali di gas e greggio in rimanenza a fine esercizio.
  2. L’utile operativo a valori correnti deriva dal raffronto tra i ricavi e i costi correnti dei prodotti venduti con esclusione perciò dell’utile o della perdita di magazzino che deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall’applicazione del costo medio ponderato.

Divisione Exploration & Production

L’utile operativo della Divisione Exploration & Production (€1.742 milioni) è aumentato di €163 milioni, pari al 10,3%, a seguito essenzialmente: (i) dell’aumento del prezzo di vendita in euro del greggio (7,5%) e del gas naturale (3,6%); (ii) dell’aumento dei volumi di idrocarburi prodotti; (iii) dei minori oneri operativi sui derivati relativi alle operazioni di copertura in ottica Gruppo terminate a dicembre 2011; (iv) dell’aumento dei ricavi per prestazioni di servizi alle consociate; (v) della diminuzione del costo lavoro. Tali aumenti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dall’aumento degli ammortamenti e svalutazioni; (ii) dall’aumento dei costi di esercizio.

Divisione Gas & Power

2010 (€ milioni) 2011 2012 Var. ass.
222 Utile (perdita) operativa (999) (1.664) (665)
(95) Esclusione (utile) perdita di magazzino (144) 52 196
127 Utile (perdita) operativa a valori correnti (1.143) (1.612) (469)
(270) di cui oneri (proventi) non ricorrenti      

La perdita operativa a valori correnti della Divisione Gas & Power (€1.612 milioni) è aumentata di €469 milioni, pari al 41%, a seguito essenzialmente: (i) dello scenario energetico economico sfavorevole; (ii) della pressione competitiva che ha compresso i margini unitari e ridotto le opportunità di vendita; (iii) dell’onere netto di alcune price revision relative a contratti di approvvigionamento gas prevalentemente relative a volumi non di competenza dell’esercizio. Tali effetti sono stati solo in parte compensati dal migliorato mix di approvvigionamento a seguito della piena ripresa delle forniture libiche.

Divisione Refining & Marketing

2010 (€ milioni) 2011 2012 Var. ass.
(35) Utile (perdita) operativa (355) (894) (539)
(610) Esclusione (utile) perdita di magazzino (852) (33) 819
(645) Utile (perdita) operativa a valori correnti (1.207) (927) 280

La perdita operativa a valori correnti della Divisione Refining & Marketing (€927 milioni) è diminuita di €280 milioni a seguito essenzialmente: (i) delle minori svalutazioni di asset; (ii) delle azioni di efficienza e ottimizzazione in area raffinazione; (iii) dei minori costi per esodi agevolati. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dal peggioramento del risultato del business rete determinato dalla campagna “riparti con eni” e dalla contrazione dei consumi.

Corporate

La perdita operativa di Corporate (€383 milioni) è diminuita di €82 milioni, pari al 17,6%, essenzialmente a seguito dei minori accantonamenti netti per oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate alla Syndial SpA all’atto della cessione delle partecipazioni nell’Agricoltura SpA e nella Singea SpA.

Imposte sul reddito

2010 (€ milioni) 2011 2012 Var. ass.
  Imposte correnti      
(62) IRES (77) 77 154
(54) IRAP (50) (17) 33
(240) Addizionale Legge 133/08 (170) (250) (80)
(356)   (297) (190) 107
 1 Imposta sostitutiva Legge 133/08      
22 Imposte differite 19 (6) (25)
262 Imposte anticipate 259 368 109
  Svalutazione imposte anticipate   (866) (866)
285   278 (504) (782)
(71)   (19) (694) (675)

Le imposte sul reddito di €694 milioni sono aumentate di €675 milioni a seguito essenzialmente: (i) della svalutazione delle imposte anticipate effettuata a seguito dell’analisi della loro recuperabilità in funzione degli imponibili futuri attesi (€866 milioni); (ii) dell’adeguamento della fiscalità anticipata e differita relativa all’addizionale all’IRES di cui all’art. 81, commi da 16 a 18 del DL 25 giugno 2008, n. 112 per tenere conto delle mutate prospettive di redditività negli anni in cui sono ipotizzati i rigiri delle differenze temporanee (€184 milioni); (iii) del maggior ammontare delle plusvalenze su partecipazioni che hanno concorso alla formazione del reddito imponibile (€122 milioni); (iv) del maggior importo dell’addizionale all’IRES di cui alla Legge n. 7 del 6 febbraio 2009 di competenza dell’esercizio (€80 milioni). Tali effetti sono stati parzialmente compensati: (i) dal minor risultato operativo (€318 milioni); (ii) dal minor risultato della gestione finanziaria netta (€173 milioni).

Lo stanziamento di imposte differite di €6 milioni è relativo essenzialmente alla rivalutazione di partecipazioni di cui è prevista la vendita. Tale effetto è stato parzialmente compensato: (i) dalla quota indeducibile di ammortamento degli oneri di smantellamento e ripristino siti e degli oneri finanziari capitalizzati sui cespiti (€13 milioni); (ii) dal rigiro di imposte differite relative alle differenze attive di cambio non realizzate al 31 dicembre 2011 al netto dei relativi stanziamenti (€12 milioni).

Lo stanziamento di imposte anticipate di €368 milioni è essenzialmente relativo: (i) alla perdita fiscale ai fini IRES stimata per l’esercizio 2012 di Eni SpA e le società incluse nel consolidato fiscale alle quali non compete una remunerazione di tale perdita (€224 milioni); (ii) all’accantonamento di fondi rischi al netto dei relativi utilizzi (€193 milioni); (iii) agli ammortamenti effettuati in eccesso rispetto ai limiti di deducibilità fiscale e alle svalutazioni di cespiti al netto dei relativi rigiri (€100 milioni); (iv) agli interessi passivi indeducibili ai soli effetti dell’addizionale all’IRES di cui all’art.81, commi da 16 a 18 del DL 25 giugno 2008, n. 112 (€54 milioni) e ad altri fenomeni di minore importo. Tali effetti sono stati parzialmente compensati: (i) dall’adeguamento della fiscalità anticipata effettuato per tener conto delle modifiche dell’aliquota dell’addizionale all’IRES di cui all’art. 81, commi da 16 a 18 del DL 25 giugno 2008, n. 112 previste negli anni in cui sono ipotizzati i rigiri delle differenze temporanee (€168 milioni); (ii) dal rigiro di imposte anticipate relative alle differenze passive di cambio non realizzate al 31 dicembre 2011 al netto dei relativi stanziamenti (€28 milioni).

La differenza tra il tax rate effettivo (10,06%) e teorico (37,93%), pari al 27,87%, è dovuta essenzialmente: (i) alla quota non imponibile dei dividendi incassati nell’esercizio (con un effetto sul tax rate del 33,72%); (ii) alla quota non imponibile dei proventi su partecipazioni (30,97%). Tali effetti sono stati compensati: (i) dalla svalutazione di partecipazioni e dagli accantonamenti al fondo copertura perdite non deducibili, al netto dell’effetto della contabilizzazione delle imposte relative alle società incluse nel consolidato fiscale (17,35%); (ii) dalla svalutazione delle imposte anticipate effettuata a seguito dell’analisi della loro recuperabilità in funzione degli imponibili futuri attesi e dall’effetto di adeguamento delle imposte differite attive e passive dovuto alle modifiche attese dell’aliquota dell’addizionale all’IRES di cui all’art. 81, commi da 16 a 18 del DL 25 giugno 2008, n. 112 (14,93%); (iii) dallo stanziamento dell’addizionale all’IRES di cui alla Legge n. 7 del 6 febbraio 2009 (con un effetto del 3,64%).

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