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Notiziario Marketpress di
Venerdì 27 Febbraio 2004
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ENI: PRECONSUNTIVO 2003 UTILE NETTO: 5,6 MILIARDI DI EURO, +21,6%, DIVIDENDO PROPOSTO: 0,75 EURO PER AZIONE, INVARIATO RICAVI: 51,5 MILIARDI DI EURO,+7,4% |
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San Donato Milanese, 27 febbraio 2004 - Il Consiglio di Amministrazione dell’Eni ieri ha esaminato il preconsuntivo 2003 che chiude con l’utile netto di 5.585 milioni di euro con un aumento di 992 milioni di euro rispetto al 2002 (+21,6%), dovuto essenzialmente alla positiva performance operativa (+1.015 milioni di euro), connessa alla crescita della produzione venduta di idrocarburi e dei volumi commercializzati di gas naturale, nonché all’incremento in dollari del prezzo del barile (Brent +15,5%) e del margine di raffinazione. Questi ultimi effetti sono stati attenuati dall’indebolimento del 19,6% del dollaro rispetto all’euro che ha avuto un impatto negativo sull’utile operativo stimato in 1.100 milioni di euro, in gran parte riferito alla conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro. Il Consiglio di Amministrazione proporrà all’Assemblea l’attribuzione agli azionisti di un dividendo di 0,75 euro per azione[1] che colloca il pay-out a circa il 51%. Sarà proposta la messa in pagamento del dividendo a partire dal 24 giugno 2004, con stacco cedola fissato il 21 giugno 2004. La redditività del capitale investito (Roace[2]) ha raggiunto il 15,6% (13,7% nel 2002). Nel 2003 la produzione giornaliera di idrocarburi è stata di 1.562 mila barili di petrolio equivalente (boe) con un incremento di 90 mila boe, pari al 6,1%, dovuto: (i) alla produzione della società norvegese Fortum Petroleum acquistata nel 2003; (ii) agli avvii di giacimenti, principalmente in Australia, Algeria, Pakistan, Iran e Nigeria; (iii) alla crescita produttiva registrata in particolare in Nigeria e Kazakhstan; (iv) al venir meno dei tagli Opec. Questi aumenti sono stati parzialmente assorbiti: (i) dal declino produttivo di giacimenti maturi; (ii) dalla minore attribuzione di produzione nei Production Sharing Agreement dovuta all’aumento del prezzo del barile; (iii) dall’effetto delle cessioni di asset effettuate nel 2002. La quota di produzione estera sul totale raggiunge l’80,8% (78,5% nel 2002). Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2003 hanno raggiunto i 7.272 milioni di boe con un aumento di 242 milioni di boe rispetto al 2002 che ha consentito di rimpiazzare il 142% della produzione, il 118% se si esclude l’effetto delle acquisizioni e delle cessioni. La vita utile residua delle riserve è di 12,7 anni (13,2 anni nel 2002). Nel 2003 sono proseguite le azioni di razionalizzazione e di miglioramento dell’efficienza che hanno consentito di realizzare risparmi di costi (a cambi costanti) di circa 590 milioni di euro. Complessivamente il programma di riduzione dei costi ha conseguito nel periodo 1999-2003 oltre il 65% del target annunciato di 3,4 miliardi di euro al 2006. L’utile operativo conseguito nel 2003 ammonta a 9.517 milioni di euro con un aumento di 1.015 milioni di euro rispetto al 2002, pari all’11,9%, dovuto agli incrementi registrati nei settori: Exploration & Production (571 milioni di euro, pari all’11%) connesso essenzialmente alla maggiore produzione venduta di idrocarburi (32,9 milioni di boe, pari al 6,3%) e all’aumento del prezzo del barile di produzione in dollari (petrolio 16,6%; gas naturale 15,8%), i cui effetti sono stati attenuati dall’apprezzamento dell’euro sul dollaro; Gas & Power (383 milioni di euro, pari all’11,8%) connesso essenzialmente alla crescita dei volumi venduti (7,7%) e dei margini, per effetto dello scenario prezzi dovuto all’apprezzamento dell’euro sul dollaro, in parte compensati dalla variazione del mix di vendita per la maggiore incidenza delle vendite in Europa dovuta al rispetto dei tetti sul mercato italiano fissati dal D.lgs. N. 164/2000; Refining & Marketing (263 milioni di euro, pari all’81,9%) connesso essenzialmente all’aumento dei margini di raffinazione (1,85 dollari/barile il margine sul Brent), i cui effetti sono stati attenuati dall’apprezzamento dell’euro sul dollaro, e dal miglioramento del risultato conseguito dalla distribuzione sui mercati rete in Italia e nel resto d’Europa. Questi incrementi sono stati parzialmente assorbiti dalle maggiori perdite operative registrate: (i) nelle “altre attività” (77 milioni di euro) riferite in particolare alle attività della Syndial; (ii) nel settore Petrolchimica (51 milioni di euro) a seguito essenzialmente della riduzione dei volumi venduti e dei margini. I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2003 hanno raggiunto l’ammontare record di 51.487 milioni di euro con un aumento di 3.565 milioni di euro rispetto al 2002, pari al 7,4%, a seguito essenzialmente dell’incremento della produzione venduta di idrocarburi e dei maggiori volumi venduti di gas naturale, nonché dei maggiori livelli di attività nel settore Ingegneria e Costruzioni. All’aumento ha contribuito altresì la crescita dei prezzi dei prodotti in tutti i business dell’Eni, in gran parte assorbita dall’apprezzamento dell’euro sul dollaro che ha avuto un impatto di circa 1,9 miliardi di euro nella conversione dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall’euro. L'indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2003 ammonta a 13.543 milioni di euro con un aumento di 2.402 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2002. Il rilevante fabbisogno connesso agli investimenti tecnici e in partecipazioni (13.057 milioni di euro), al pagamento dei dividendi 2002 (3.009 milioni di euro, di cui 2.833 milioni di euro da parte dell'Eni Spa) e all’acquisto di azioni proprie (330 milioni di euro) è stato in larga parte coperto dal flusso di cassa generato dalla gestione e dagli incassi da dismissioni. Il leverage (rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti) passa dallo 0,39 al 31 dicembre 2002 allo 0,48 al 31 dicembre 2003. Gli investimenti tecnici e in partecipazioni ammontano a 13.057 milioni di euro (+38,7% rispetto al 2002). Gli investimenti tecnici (8.802 milioni di euro, di cui il 93% nei settori Exploration & Production, Gas & Power e Refining & Marketing) hanno riguardato in particolare: (i) lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (5.016 milioni di euro) in Libia, Iran, Angola, Nigeria, Italia, Egitto, Kazakhstan; (ii) la ricerca esplorativa (635 milioni di euro); (iii) lo sviluppo e il mantenimento della rete di trasporto primaria e secondaria del gas naturale in Italia (726 milioni di euro); (iv) la costruzione delle centrali di generazione di energia elettrica (542 milioni di euro); (v) la realizzazione del gasdotto Greenstream (460 milioni di euro) che trasporterà in Sicilia il gas estratto da giacimenti libici; (vi) gli interventi di miglioramento delle strutture di raffineria e della rete di distribuzione di carburanti in Italia e all’estero, nonché l’acquisto di stazioni di servizio in Europa (complessivamente 730 milioni di euro). Gli investimenti in partecipazioni (4.255 milioni di euro) hanno riguardato essenzialmente l’Opa eseguita sulle azioni Italgas (2.567 milioni di euro), l’acquisto del 100% della Fortum Petroleum (909 milioni di euro), l’acquisto del 50% della Union Fenosa Gas (441 milioni di euro) e l’acquisto delle quote di maggioranza del capitale di società operanti nella distribuzione di gas naturale in Ungheria (68 milioni di euro). L’utile netto conseguito nel quarto trimestre 2003 ammonta a 1.540 milioni di euro con un aumento di 129 milioni di euro rispetto al quarto trimestre 2002, pari al 9,1%, dovuto all’aumento dell’utile operativo (435 milioni di euro, pari al 21%), parzialmente assorbito dalla rilevazione di oneri finanziari di 48 milioni di euro (a fronte di proventi netti di 78 milioni di euro nel quarto trimestre 2002), dalle maggiori imposte sul reddito (81 milioni di euro), nonché dai maggiori oneri straordinari netti (52 milioni di euro). L’utile operativo conseguito nel quarto trimestre 2003 ammonta a 2.508 milioni di euro con un aumento di 435 milioni di euro rispetto al quarto trimestre 2002, pari al 21%, a seguito essenzialmente della crescita dei volumi, della diminuzione delle svalutazioni di asset minerari e petrolchimici (238 milioni di euro), nonché dell’incremento in dollari del prezzo del barile di produzione (petrolio 9,9%, gas naturale 6,2%) e dei margini di raffinazione (0,85 dollari/barile il margine sul Brent), i cui effetti sono stati attenuati dall’indebolimento del 18,9% del dollaro rispetto all’euro. Nel periodo 1° gennaio – 25 febbraio 2004 sono state acquistate 0,31 milioni di azioni proprie per il corrispettivo di 4,7 milioni di euro (in media 14,998 euro per azione). Alla data del 25 febbraio 2004 l’Eni possiede 230,9 milioni di azioni proprie, pari al 5,77% del capitale sociale, per un costo di 3.172 milioni di euro (in media 13,740 euro per azione). Il Consiglio ha esaminato inoltre il bilancio di esercizio preconsuntivo dell'Eni S.p.a. Che chiude con l'utile netto di 2.877 milioni di euro con una diminuzione di 1.003 milioni di euro rispetto al 2002 connessa essenzialmente alla rilevazione di minori proventi straordinari.
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