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Notiziario Marketpress di
Lunedì 14 Maggio 2007 |
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ENI ANNUNCIA I RISULTATI DEL PRIMO TRIMESTRE 2007 TARGET DI CRESCITA DELLA PRODUZIONE NEL 2007-2010 IN AUMENTO DAL 3% AL 4% UTILE NETTO ADJUSTED: €2,68 MILIARDI (-9,3%) UTILE NETTO: €2,59 MILIARDI (-13%)
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San Donato Milanese, 14 maggio 2007 – Il Consiglio di Amministrazione Eni ha esaminato il 10 maggio sera i risultati consolidati del primo trimestre 2007 (non sottoposti a revisione contabile). Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato: "In un trimestre caratterizzato dall´impatto negativo della flessione dei prezzi del petrolio, del rafforzamento dell´euro e del clima eccezionalmente mite rispetto allo stesso periodo del 2006, Eni ha conseguito risultati eccellenti al top del settore in Europa. Nei primi mesi di quest´anno abbiamo portato a termine con successo l´acquisizione di importanti asset petroliferi che daranno un contributo decisivo alla nostra strategia di crescita nei prossimi anni. "
| Iv trim. |
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I trim. |
I trim. |
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| 2006 |
|
2006 |
2007 |
Var. % |
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Risultatieconomici(€ milioni) |
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| 3. 957 |
Utile operativo |
5. 595 |
5. 105 |
(8,8) |
| 4. 776 |
Utile operativo adjusted(a) |
5. 533 |
5. 253 |
(5,1) |
| 1. 520 |
Utile netto(b) |
2. 974 |
2. 588 |
(13,0) |
| 0,41 |
-per azione (€) (c) |
0,80 |
0,70 |
(12,5) |
| 1,06 |
-per Adr ($) (c) (d) |
1,92 |
1,83 |
(4,7) |
| 2. 355 |
Utile netto adjusted(a)(b) |
2. 954 |
2. 680 |
(9,3) |
| 0,64 |
-per azione (€) (c) |
0,79 |
0,73 |
(7,6) |
| 1,65 |
-per Adr ($) (c) (d) |
1,90 |
1,91 |
0,5 | (a) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono l’utile/perdita di magazzino e gli special litem, v. Il paragrafo “Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted” a pag 16. (b) Utile di competenza Eni. (c) Interamente diluito. L’ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla Bce. (d) Un Adr rappresenta 2 azioni. Highlight finanziari L’utile operativo adjusted di €5,25 miliardi è diminuito del 5,1% rispetto al primo trimestre 2006 per effetto della flessione della performance operativa della divisione Exploration & Production attribuibile principalmente all’impatto negativo dell’apprezzamento del 9% dell’euro rispetto al dollaro, alla minore produzione venduta e alla riduzione dei prezzi di realizzo in dollari. Questa diminuzione è stata parzialmente compensata dal miglioramento della performance registrato nei business downstream e nel settore Ingegneria & Costruzioni; L’utile netto adjusted (€2,68 miliardi) è diminuito del 9,3% a causa della riduzione dell’utile operativo e dell’incremento degli oneri finanziari netti per effetto essenzialmente della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati; Il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €5,56 miliardi ha consentito di coprire i fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici di €2,01 miliardi, all’acquisto di azioni proprie di €203 milioni, nonché di ridurre l’indebitamento finanziario netto di €2,92 miliardi; Gli investimenti tecnici di €2,01 miliardi sono aumentati del 50,2% rispetto al primo trimestre 2006 ed hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, l’attività esplorativa, l’upgrading della rete di trasporto nazionale e internazionale del gas e le raffinerie; Il Roace1 calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 31 marzo 2007 è del 22,7% (21,8% per i dodici mesi chiusi al 31 marzo 2006); Il leverage 1 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – passa dallo 0,16 al 31 dicembre 2006 allo 0,09 al 31 marzo 2007.
| Highlights operativi e di scenario |
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| Iv trim. |
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I trim. |
| 2006 |
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2006 |
2007 |
Var. % |
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Principali indicatori operativi |
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| 1. 796 |
Produzione giornaliera di idrocarburi |
(migliaia di boe) |
1. 827 |
1. 734 |
(5,1) |
| 1. 079 |
petrolio |
(migliaia di barili) |
1. 143 |
1. 030 |
(9,9) |
| 117 |
gas naturale |
(milioni di metri cubi) |
111 |
115 |
3,6 |
| 26,93 |
Vendite gas mondo |
(miliardi di metri cubi) |
31,20 |
28,14 |
(9,8) |
| 1,06 |
di cui: vendite gas Upstream in Europa |
|
1,12 |
1,07 |
(4,5) |
| 7,79 |
Vendita di energia elettrica |
(terawattora) |
7,73 |
7,61 |
(1,6) |
| 3,13 |
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa |
(milioni di tonnellate) |
2,93 |
2,88 |
(1,7) | Produzione di idrocarburi: 1,73 milioni di boe/giorno, in riduzione del 5,1% rispetto al primo trimestre 2006 per effetto essenzialmente degli impatti negativi della perdita della produzione del giacimento Daciòn in Venezuela (60 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 delle tensioni sociali in Nigeria. Escludendo tali impatti, la produzione è rimasta sostanzialmente in linea con il primo trimestre 2006. L’incremento della produzione registrato in Libia, Kazakhstan e nel Golfo del Messico è stato compensato dal declino produttivo di giacimenti maturi, in particolare in Italia, e da fermate di impianti; Vendite di gas mondo: 28,1 miliardi di metri cubi, in riduzione del 9,8% per effetto della flessione della domanda europea di gas a causa delle condizioni climatiche eccezionalmente miti, i cui effetti sono stati parzialmente attenuati dalla crescita in alcuni mercati target (in particolare Turchia e Spagna); Scenario caratterizzato dal calo dei prezzi del petrolio con la quotazione media del Brent di 57,75 dollari/barile, in riduzione del 6,5% rispetto al primo trimestre del 2006 e dall’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+9%). Questi effetti negativi sono stati parzialmente compensati dall’andamento favorevole dei parametri energetici e di cambio per la determinazione dei prezzi di acquisto e di vendita del gas, dall’incremento dei margini di raffinazione (+3,7% il margine di raffinazione Brent) e dei margini di vendita dei prodotti petrolchimici. 1 In questo comunicato apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi Cesr/05-178b. Per il leverage e l’indebitamento finanziario netto v. Pag. 22; per il Roace v. Pag. 23. Principali iniziative di sviluppo Acquisizione di asset nel Golfo del Messico: Eni ha acquisito dalla società statunitense Dominion Resources attività di esplorazione, sviluppo e produzione con riserve certe e probabili in quota Eni di 222 milioni di boe e una produzione incrementale media a partire dalla data di efficacia del 1° luglio di 75 mila boe/giorno attesa nel periodo 2007-2010. La maggior parte degli asset esplorativi e in produzione saranno operati da Eni; Acquisizione di asset ex-Yukos: nell’ambito dell’alleanza strategica con Gazprom, Eni in partnership con Enel (60% Eni, 40% Enel) si è aggiudicata l’asta relativa al 100% delle società Oao Artic Gas Company, Zao Urengoil Inc, Oao Neftegaztechnologia che possiedono importanti riserve prevalentemente a gas; Eni ha anche rilevato il 20% di Oao Gazprom Neft. Gazprom ha l’opzione per rilevare il 51% delle tre società acquisite e l’intero 20% di Oao Gazprom Neft; Acquisizione di asset operati in Congo: Eni ha acquisito da Maurel&prom attività di esplorazione e di produzione nell’onshore con riserve certe e probabili in quota Eni di 126 milioni di boe e una produzione incrementale attesa al 2010 di 28 mila boe/giorno; Acquisizione di una rete di distribuzione di carburanti in Europa Centro Orientale: Eni ha acquisito da Exxon Mobil Central Europe 102 stazioni di servizio localizzate in repubblica Ceca, Slovacchia e Ungheria, nonché attività commerciali complementari; Acquisizione di un’ulteriore quota nel giacimento Nikaitchuq in Alaska, raggiungendo il 100% della titolarità. Lo sviluppo in corso del giacimento metterà in produzione riserve addizionali certe e probabili di 70 milioni di boe con avvio atteso a fine 2009; Memorandum of Understanding con Sonangol per l’acquisizione della quota del 13,6% nell’impianto di Gnl della capacità di 5 milioni di tonnellate che sarà realizzato dal consorzio Angola Lng Limited. Evoluzione prevedibile della gestione Le previsioni sull’andamento nel 2007 sono confermate positive; in particolare: produzione giornaliera di idrocarburi: sullo stesso livello del 2006 (1,77 milioni di boe/giorno nel2006), assumendo uno scenario di riferimento del prezzo medio del Brent per il 2007 di circa 55 dollari/barile. Le produzioni incrementali attese nella seconda metà dell’anno da parte degli asset acquisiti nel Golfo del Messico e in Congo, nonché il buildup della produzione di gas libico consentiranno diassorbire la flessione registrata nel primo trimestre in relazione all’aggravarsi delle tensioni locali in Nigeria e alla perdita della produzione di Daciòn in Venzuela; volumi venduti di gas nel mondo: in aumento rispetto al 2006 di circa l’1% (97,48 miliardi di metricubi nel 2006) per effetto dell’incremento atteso in alcuni mercati target del resto d’Europa, in particolare, Penisola Iberica, Nord Europa, Francia e Germania/austria; vendite di energia elettrica: previste in leggero aumento rispetto al 2006; lavorazioni in conto proprio: in lieve flessione rispetto al 2006 (38,04 milioni di tonnellate nel 2006) per effetto essenzialmente della cessazione del contratto di lavorazione sulla raffineria di terzi di Priolo,il cui impatto sarà compensato dalle maggiori lavorazioni programmate sulle raffinerie di Gela, di Livorno e di Taranto; vendite di prodotti petroliferi rete: in leggero aumento rispetto al 2006 (12,48 milioni di tonnellate nel 2006) sia in Italia che nel resto d’Europa in relazione alla crescita del numero degli impianti anche attraverso l’acquisto di stazioni di servizio nei mercati target. Nel 2007 sono previsti investimenti tecnici per €10,5 miliardi, in crescita del 34% rispetto al 2006, di cu il´86% riguarderà i settori Exploration & Production, Gas & Power e Refining & Marketing. Sono inoltre previsti esborsi per circa €9,2 miliardi per acquisizioni di asset e di partecipazioni: alcune già concluse nel mese di aprile 2007 (asset ex Yukos), altre per le quali il closing è previsto entro la fine dell´anno (asset upstream nel Golfo del Messico e in Congo e rete commerciale in Europa Centro Orientale). Qualora Gazprom esercitasse entro il 2007 le opzioni d´acquisto del 20% di Oao Gazprom Neft e del 51% delle tre società ex Yukos, gli investimenti complessivi netti si ridurrebbero a circa €16,2 miliardi. Sulla base degli esborsi programmati per gli investimenti e la remunerazione del capitale proprio e assumendo uno scenario di prezzo medio annuo del Brent di 55 dolari/barile, Eni prevede a fine esercizio un leverage compreso nell´intervallo 0,30,4 in funzione dell´esercizio o meno da parte di Gazprom delle predette opzioni d´acquisto. . |
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