|
|
|
 |
 |
|
| |
Notiziario Marketpress di
Lunedì 03 Novembre 2008 |
|
| |
|
|
| |
ENI ANNUNCIA I RISULTATI DEL TERZOTRIMESTRE E DEI NOVE MESI DEL 2008 UTILE NETTO ADJUSTED: €2,89 MILIARDI NEL TRIMESTRE (+52,7%); €8,26 MILIARDI NEI 9 MESI (+21,6%)
|
|
| |
|
|
| |
Roma, 3 novembre 2008 – Il Consiglio di Amministrazione ha esaminato il 39 ottobre i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi del 2008 (non sottoposti a revisione contabile). Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato: “Ancora un trimestre di risultati eccellenti grazie alla forte crescita della produzione di idrocarburi ed alla buona performance operativa di tutte le divisioni. Sono particolarmente soddisfatto della generazione di cassa a livelli record che ci consente il finanziamento della crescita e una remunerazione degli azionisti fra le più elevate del settore pur preservando la solidità patrimoniale dell’azienda. ” Highlight finanziari Terzo trimestre 2008 L’utile operativo adjusted di €6,2miliardi è aumentato del 46,1% rispetto al terzo trimestre 2007 per effetto dell’incremento della performance operativa del settore Exploration & Production dovuto all’aumento dei prezzi di realizzo in dollari e alla crescita della produzione. In ripresa il settore Refining & Marketing. L’utile netto adjusted di €2,89 miliardi è aumentato del 52,7% per effetto essenzialmente del miglioramento della performance operativa. Gli investimenti tecnici di €3,11 miliardi sono aumentati del 16,2% rispetto al terzo trimestre 2007 ed hanno riguardato principalmente lo sviluppo delle riserve di idrocarburi, l’upgrading delle infrastrutture di trasporto del gas e della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem. Il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €5,73miliardi ha consentito di coprire in buona parte i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €3,11 miliardi, alle altre variazioni relative all’attività di investimento (€0,6 miliardi), al pagamento dell’acconto dividendo 2008 (€2,36 miliardi) e all’acquisto di azioni proprie di €369 milioni (18,1 milioni di azioni). L’indebitamento finanziario netto(2) al 30 settembre 2008 ammonta a €17,82 miliardi con un aumento di €1,26 miliardi rispetto al 30 giugno 2008 sul quale hanno inciso differenze negative di cambio di circa €0,5 miliardi. Nove mesi 2008 L’utile operativo adjusted di €17,72 miliardi è aumentato del 29,4% rispetto ai nove mesi 2007 per effetto dell’incremento della performance operativa dei settori Exploration & Production e, in misura minore, Ingegneria & Costruzioni, parzialmente compensato dalla riduzione dell’utile operativo nei business downstream, in particolare nel settore Petrolchimica. L’utile netto adjusted di €8,26 miliardi è aumentato del 21,6% per effetto del miglioramento della performance operativa parzialmente assorbito dal maggiore tax rate adjusted (da 49,1% a 52,4%). Il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €15,68 miliardi e gli incassi da dismissione di €529 milioni hanno consentito di coprire in buona parte i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €9,87 miliardi, al pagamento dei dividendi Eni (€4,91 miliardi, di cui €2,36 miliardi per l’acconto dividendo 2008), al completamento dell’acquisizione di Burren Energy (€1,7miliardi), nonché all’acquisto di azioni proprie di €757 milioni (34,7 milioni di azioni). Al 30 settembre 2008 l’indebitamento finanziario netto di €17,82 miliardi aumenta di €1,5 miliardi rispetto a fine 2007. Il Roace calcolato su base adjusted per i dodicimesi chiusi al 30 settembre 2008 è del 20,0% (19,5% per i dodici mesi chiusi al 30 settembre 2007). Il leverage – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – è pari a 0,37, sostanzialmente in linea rispetto al 31 dicembre 2007 (0,38). Highlight operativi e di scenario – Produzione di idrocarburi: 1,764 milioni di boe/giorno, in aumento del 6,3% rispetto al terzo trimestre 2007 per effetto essenzialmente del contributo degli asset Burren acquisiti nel 2008 in Congo e Turkmenistan (+24 mila boe/giorno), dell’avvio/crescita dei giacimenti in Angola, Congo, Egitto, Pakistan e Venezuela, nonché della circostanza che lo stesso periodo del 2007 risentiva dell’incidente occorso alla pipeline Cats nel Regno Unito. Questi fattori positivi sono stati parzialmente compensati dall’interruzione delle produzioni nel Golfo del Messico a causa degli uragani (-25 mila boe/giorno) e dal declino di giacimenti maturi in Norvegia e in Italia. Gli elevati prezzi del petrolio hanno determinato minori attribuzioni di produzione di 60 mila boe/giorno nei Psa e in schemi contrattuali similari. Escludendo tale effetto la produzione aumenta del 10%. –Vendite di gasmondo: 20,17miliardi dimetri cubi, in leggero calo rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (-0,8%) per effetto della riduzione delle vendite in Italia, parzialmente compensata dall’incremento delle vendite internazionali (+3,6%) dovuto in particolare alla crescita organica registrata sui mercati europei. – Prezzi medi di realizzo del petrolio e del gas in aumento mediamente del 47,1% trainati dall’incremento del prezzo di riferimento del Brent (+53,3% rispetto al terzo trimestre 2007). I margini di vendita del gas naturale sono stati sostenuti dallo scenario positivo dovuto all’andamento favorevole sia del cambio sia dei parametri energetici. Imargini di raffinazione realizzati hanno beneficiato dell’allargamento del differenziale tra greggi leggeri e pesanti nell’area del Mediterraneo che ha premiato il sistema di lavorazione Eni caratterizzato da elevata capacità di conversione, nonché delmiglioramento dei prezzi relativi di alcuni prodotti. Nove mesi 2008 Produzione di idrocarburi: 1,777 milioni di boe/giorno, in aumento del 3,9% rispetto ai primi nove mesi del 2007, per effetto del contributo degli asset acquisiti nel 2007 e nel 2008 nel Golfo del Messico, Congo e Turkmenistan (+73 mila boe/giorno) e dell’avvio dei giacimenti in Angola, Egitto, Pakistan e Venezuela. Questi fattori positivi sono stati parzialmente compensati dal declino produttivo di giacimenti maturi, dall’impatto complessivo di fermate e inconvenienti tecnici nel Mare del Nord, nonché dall’interruzione delle produzioni nel Golfo delMessico a causa degli uragani. Gli elevati prezzi del petrolio hanno determinatominori attribuzioni di produzione di circa 70mila boe/giorno nei Psa e in schemi contrattuali similari. Escludendo tale effetto la produzione aumenta dell’8%. Vendite di gas mondo: 73,24 miliardi di metri cubi, in aumento del 5,8% per effetto dell’incremento delle vendite internazionali (+15,1%) dovuto in particolare alla crescita organica registrata sui mercati europei, nonché delle condizioni climatiche più rigide registrate nel primo trimestre, parzialmente compensate dalla riduzione delle vendite in Italia. Prezzi medi di realizzo del petrolio e del gas in aumento mediamente del 50,6% trainati dall’incremento del prezzo di riferimento del Brent (+65,4% rispetto ai nove mesi 2007). Componente scenario sui margini di vendita del gas naturale in leggera flessione per l’andamento sfavorevole del primo semestre parzialmente recuperato nel terzo trimestre. Imargini di raffinazione realizzati sono in flessione rispetto ai primi novemesi del 2007 per effetto dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro, parzialmente compensato dal positivo andamento dello scenario dei prezzi internazionali Iniziative di portafoglio del trimestre ed eventi successivi – Il 30 ottobre 2008 con l’autorizzazione della Commissione Europea è stata perfezionata l’acquisizione dalla società francese Suez-tractebel della quota di maggioranza del 57,243% nella società Distrigaz Sa al prezzo di €2,74 miliardi. Eni lancerà un’Opa sulle azioni di minoranza di Distrigaz una volta ottenuto il via libera dalle Autorità di borsa belghe. Nell’ottica dell’ottimizzazione del portfolio Eni, sono stati inoltre stipulati con Suez gli accordi relativi alla cessione da parte Eni di alcuni asset che comprendono la rete di distribuzione gas di Roma nonché partecipazioni minoritarie in titoli esplorativi e in produzione upstream. La negoziazione include inoltre contratti a lungo termine per fornitura di energia elettrica, gas e Gnl. – Firmato un accordo per l’acquisizione della totalità delle azioni ordinarie della società canadese First Calgary Petroleum Ltd, attiva nell’esplorazione e sviluppo di idrocarburi in Algeria. L’acquisizione attribuisce alla società un valore di circa Can$923 milioni. L’avvio della produzione nei giacimenti Calgary è previsto nel 2011 con il raggiungimento di un plateau produttivo di circa 30. 000 boe/giorno (quota Eni) entro il 2012. Il closing dell’operazione è atteso entro fine 2008. – Il 1° ottobre 2008 è stato perfezionato il contratto di vendita dell’intero capitale sociale della controllata Eni Agip España a Galp Energia Sgps Sa in forza dell’esercizio nell’ottobre 2007dell’opzione di acquisto prevista dai patti parasociali. L’asset ceduto comprende 371 stazioni di servizio nella Penisola Iberica oltre ad attività di commercializzazione di prodotti petroliferi sul mercato extrarete. In esito alla partecipazione a una gara internazionale, Eni si è aggiudicata 5 licenze esplorative nella regione del Keathley Canyon, nel Golfo delMessico. La transazione è soggetta all’approvazione delle competenti autorità locali. – Firmato un Partnership Agreement con lo Stato di Papua Nuova Guinea per l’avvio di un programma esplorativo e di identificazione di opportunità di sviluppo di progetti oil & gas nel Paese. Firmato un accordo strategico con la compagnia di Stato venezuelana Pdvsa per l’esplorazione e lo sviluppo di due aree offshore con risorse gas che saranno eventualmente valorizzate attraverso un progetto Gnl. Avviata la produzione dei giacimenti Saxi e Batuque che fa seguito a quella di Mondo nel primo trimestre, nell’ambito della fase C di sviluppo delle riserve dell’area Kizomba nelle acque profonde dell’Angola. La produzione dei giacimenti Saxi e Batuque è prevista a regime in 100 mila boe/giorno (18 mila in quota Eni). Firmato un Memorandumof Understanding con la società Sonangol per la definizione di unmodello integrato di cooperazione e sviluppo industriale in Angola. I principali termini dell’accordo riguardano lo sviluppo di attività petrolifere onshore e la realizzazione di infrastrutture energetiche nel Paese attraverso la valorizzazione del gas associato, nonché la collaborazione nella produzione di bio-carburanti. Conseguiti successi esplorativi in: (i) Italia con la nuova scoperta a gas Argo 2 (Eni 60%) nell’offshore siciliano con una produzione in fase di test di 170 mila metri cubi/giorno; (ii) Angola con la scoperta a olio Ngoma-1 nel Blocco 15/06 (Eni 35% operatore). Evoluzione prevedibile della gestione Le previsioni sull’andamento nel 2008 sono confermate positive, in particolare: produzione di idrocarburi: prevista in crescita di circa il 3% rispetto al 2007 (1,736 milioni di boe/giorno nel 2007), assumendo un prezzo del Brent di 100 dollari/barile su base annua. Il contributo degli asset acquisiti nel 2007 e nel 2008 in Golfo del Messico, Congo e Turkmenistan, nonché gli avvii di giacimenti in Angola, Egitto, Venezuela, Congo, Pakistan e Stati Uniti, sosterranno la crescita a fronte del declino delle produzioni mature e dell’impatto dei minori entitlement nei contratti di production sharing (Psa); volumi venduti di gas nel mondo: in aumento di circa il 4% rispetto al 2007 (98,96 miliardi di metri cubi nel 2007). L’incremento, che non considera l’acquisizione di Distrigaz, sarà sostenuto dalla crescita attesa nelle vendite internazionali, in particolare nei mercati target del resto d’Europa di Francia, Penisola Iberica e Turchia e nel business Gnl, dal favorevole effetto climatico registrato nel primo trimestre, nonché dal pieno contributo delle operazioni gas nel Golfo del Messico; lavorazioni in conto proprio: sostanzialmente invariate rispetto al 2007 (37,15milioni di tonnellate nel 2007) per effetto dellemaggiori lavorazioni della Ceska Rafinerska a seguito dell’incremento della quota di partecipazione avvenuta nel 2007, assorbite dalla flessione attesa in Italia, in particolare sulle raffinerie di Taranto, Venezia, Milazzo e Livorno a causa di maggiori fermate per manutenzioni ed eventi accidentali; in aumento le lavorazioni su Sannazzaro e su Gela; vendite di prodotti petroliferi rete: in crescita di circa l’1% rispetto al 2007 (11,8milioni di tonnellate nel 2007 escluse le vendite in Penisola Iberica) per effetto del pieno contributo delle acquisizioni effettuate nel 2007 in Europa Centro Orientale e dell’aumento della quota di mercato in Italia. Nel 2008 sono attesi investimenti tecnici di circa €14,4 miliardi, in crescita del 36% rispetto al 2007 (€10,59 miliardi nel 2007). I principali aumenti sono attesi nello sviluppo delle riserve di idrocarburi, nell’upgrading della flotta di mezzi navali di costruzione e perforazione, nonché nel potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale. Assumendo un prezzo del Brent di 100 dollari/barile su base annua, e tenuto conto degli esborsi programmati per gli investimenti, compreso il perfezionamento dell’acquisizione di Distrigaz e di First Calgary, della remunerazione del capitale proprio, nonché dei disinvestimenti, Eni prevede a fine 2008 un leverage in leggera diminuzione rispetto a fine 2007 (0,38). Inoltre i flussi di cassa attesi dalla gestione e gli incassi dalle dismissioni sono adeguati agli impegni finanziari relativi in particolare agli investimenti tecnici, alla remunerazione degli azionisti e ai rimborsi contrattuali di debito finanziario. . |
|
| |
|
|
| |
<<BACK |
|
|
|
|
|
|
|
