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Notiziario Marketpress di Martedì 14 Novembre 2006
 
   
  ENI RISULTATI DEL TERZO TRIMESTRE E DEI PRIMI NOVE MESI DEL 2006: UTILE NETTO: 2,42 MILIARDI DI EURO NEL TERZO TRIMESTRE (+3,5%) E 7,70 MILIARDI DI EURO NEI PRIMI NOVE MESI (+15,2%)

  
   
 

 San Donato Milanese, 14 novembre 2006 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato il 9 novembre i risultati del terzo trimestre e dei primi nove mesi 2006 (non sottoposti a revisione).

Var. % Primi nove mesi
Iii trim. Ii trim. 2006 Iii trim. 2006 Iii trim. 06 vs 05 Var. %
2005 2005 2006
4. 270 4. 947 4. 828 13,1 Risultati economici (milioni di euro) Utile operativo 12. 431 15. 370 23,6
4. 446 5. 054 5. 127 15,3 Utile operativo adjusted (1) 12. 627 15. 714 24,4
2. 340 2. 301 2. 422 3,5 Utile netto reported (2) 6. 683 7. 697 15,2
0,62 0,62 0,66 5,7 - per azione (o) (3) 1,77 2,08 17,1
1,52 1,56 1,67 10,4 - per Ads ($) (3) 4,48 5,17 15,3
2. 446 2. 483 2. 620 7,1 Utile netto adjusted (1) 6. 855 8. 057 17,5
Paolo Scaroni, Chief Executive Officer, ha commentato così i risultati del trimestre: "I risultati del terzo trimestre mi rendono fiducioso che Eni confermi sull intero anno una redditivit eccellente. Tutti i set-tori di business hanno migliorato la loro performance operativa in un contesto di mercato di alti prezzi del greggio . Highlights finanziari del terzo trimestre: l’utile operativo adjusted (5,13 miliardi di euro) aumenta del 15,3% per la migliore performance operativa in tutti i settori di business; l’utile netto adjusted (2,62 miliardi di euro) aumenta del 7,1% a seguito dell’incremento dell’utile opera­tivo, i cui effetti sono stati parzialmente assorbiti dalla crescita di 4,3 punti percentuali del tax rate adjusted di Gruppo (dal 44,5% al 48,8%); il flusso di cassa netto da attività di esercizio4 di 4,56 miliardi di euro ha consentito di coprire i fabbiso­gni connessi agli investimenti tecnici di 1,84 miliardi di euro e di ridurre l’indebitamento finanziario netto di 2,54 miliardi di euro. Nel trimestre sono state acquistate 6,83 milioni di azioni proprie per un costo di 158 milioni di euro; il leverage5 – rapporto tra indebitamento finanziario netto5 e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – si riduce dallo 0,27 al 31 dicembre 2005 allo 0,09 al 30 settembre 2006; la redditività del capitale investito (Roace)5 calcolata sul periodo di dodici mesi al 30 settembre 2006 raggiunge il 21,8%. Highlights operativi e di scenario
Var. % Primi nove mesi
Iii trim. Ii trim. 2006 Iii trim. 2006 Iii trim. 06 vs 05 Var. %
2005 2005 2006
1. 715 1. 748 1. 709 (0,3) Principali indicatori operativi Produzione di idrocarburi (migliaia di boe/giorno) 1. 714 1. 761 2,7
17,58 20,16 18,91 7,6 Vendite di gas naturale in Europa (miliardi di metri cubi) 66,29 70,41 6,2
1,47 1,27 1,37 (6,8) - di cui vendite upstream 4,44 4,13 (7,0)
3,28 3,15 3,27 (0,3) Vendite di prodotti petroliferi rete Europa a marchio Agip (milioni di tonnellate) 9,31 9,35 0,4
6,15 6,00 6,33 2,9 Produzione venduta di energia elettrica (terawattora) 16,70 18,75 12,3
produzione di idrocarburi nel trimestre: 1,71 milioni di boe/giorno stabile rispetto al terzo trimestre 2005. Se si escludono gli effetti della perdita della produzione del giacimento Dación in Venezuela (-62 mila barili/giorno) – a causa della risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di Stato (Pdvsa) del contratto di servizio con effetto dal 1° aprile 2006 – e della minore attribuzione di produ­zione nei Production Sharing Agreement (Psa)6 e nei contratti di buy-back dovuta all’aumento del prezzo del barile (-16 mila barili/giorno), si determina un tasso di crescita del 4,2%. In particolare la produzione è aumentata in Libia, Angola ed Egitto; volumi venduti di gas naturale in Europa nel trimestre: 18,91 miliardi di metri cubi, in crescita del 7,6% per effetto essenzialmente della crescita nei mercati target e del build-up delle forniture di gas libico; scenario favorevole caratterizzato dall’aumento del prezzo del Brent (+12,9%) e dei margini di vendita del gas naturale e dei prodotti, i cui effetti positivi sono stati parzialmente attenuati dall’apprezzamen­to dell’euro rispetto al dollaro (4,4%). In particolare i margini di raffinazione realizzati da Eni sono anda­ti in contro tendenza rispetto al marker di mercato (-39,2% il margine di raffinazione Brent) per effetto della maggiore redditività del pool di greggi approvvigionato. Evoluzione prevedibile della gestione Le previsioni sull’andamento nel 2006 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività di Eni sono le seguenti: - produzione giornaliera di idrocarburi: in crescita rispetto al 2005 (1,74 milioni di boe/giorno). L’aumento della produzione sarà realizzato all’estero, essenzialmente in Libia, Angola ed Egitto per effet­to dell’entrata a regime della produzione dei giacimenti avviati nel 2005 e degli avvii effettuati nel 2006. Il risultato produttivo dell’anno risentirà della perdita di produzione del giacimento venezuelano di Dación, delle fermate di impianti in Nigeria per effetto delle tensioni locali, nonché del declino natura-le dei giacimenti maturi in particolare in Italia. A fronte degli eventi non prevedibili in Nigeria e Venezuela, il tasso di incremento annuo della produzione si collocherà a circa il 3% assumendo uno sce­nario di riferimento del prezzo medio del Brent per il 2006 di circa 55 dollari/barile; - volumi venduti di gas naturale in Europa: in aumento di oltre il 6% (94 miliardi di metri cubi nel 2005) per effetto dell’incremento atteso nei mercati del resto d’Europa, in particolare, Penisola Iberica, Germania e Austria, Turchia e Francia; - produzione venduta di energia elettrica: in aumento di oltre il 9% (22,77 terawattora nel 2005) per effetto dell’entrata a regime di nuovi gruppi di potenza le cui maggiori produzioni saranno parzial­mente assorbite dagli effetti della maggiore attività di manutenzione; - lavorazioni in conto proprio: in lieve flessione per effetto essenzialmente della maggiore attività di manutenzione. È previsto il pieno impiego della capacità bilanciata; - vendite di prodotti petroliferi: in Italia le vendite sulla rete a marchio Agip sono previste in lieve fles­sione. Nel resto d’Europa prosegue il trend di crescita dei volumi: in particolare sono previste maggiori vendite in Germania, Spagna, Austria e Francia, anche per effetto della realizzazione/acquisto di stazio­ni di servizio. Nel 2006 sono previsti investimenti tecnici di 8,7 miliardi di euro in crescita del 17% rispetto al 2005, di cui circa il 90% riguarderà i settori Exploration & Production, Gas & Power e Refining & Marketing. I principali aumenti sono attesi nella ricerca esplorativa e nello sviluppo delle riserve di idrocarburi, nella raffinazione e nel potenziamento delle infrastrutture di importazione e di trasporto del gas naturale. È previsto in aumen­to anche il settore Ingegneria e Costruzioni (+84,5%) per effetto della realizzazione di una nuova unità Fpso7 e del potenziamento dei mezzi e delle strutture logistiche. La riduzione rispetto alla previsione indicata nella seconda trimestrale 2006 (9,1 miliardi di euro) riflette i minori investimenti attesi nei settori: (i) Exploration & Production a causa dello slittamento di progetti di sviluppo; (ii) Refining & Marketing per i ritardi di spesa dei progetti nella raffinazione. L’indebitamento finanziario netto a fine 2006 è atteso in aumento rispetto al 30 settembre per effetto essen­zialmente del fabbisogno finanziario previsto per gli investimenti tecnici (circa 3,8 miliardi di euro), del pagamento dell’acconto sul dividendo 2006 di 0,60 euro per azione (2,2 miliardi di euro), nonché della pro­secuzione del programma di acquisto di azioni proprie. Il management Eni prevede che a fine esercizio il leverage si attesti intorno allo 0,2. . 		 
   
 

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