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Notiziario Marketpress di
Lunedì 12 Novembre 2007 |
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ENI ANNUNCIA I RISULTATI DEL TERZO TRIMESTRE E DEI NOVE MESI DEL 2007 UTILE NETTO ADJUSTED: €1,89 MILIARDI NEL TRIMESTRE (-27,8%); €6,79 MILIARDI NEI NOVE MESI (-15,7%)
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San Donato Milanese, 2007 – Il Consiglio di Amministrazione Eni ha esaminato il 20 ottobre i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi del 2007 (non sottoposti a revisione contabile). Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato: “I risultati del terzo trimestre confermano la capacità di Eni di generare solidi risultati anche in uno scenario caratterizzato dall’a pprezzamento dell’euro sul dollaro, che ha più che com pensato il rialzo del prezzo del petrolio, e dalla flessione dei margini di raffinazione e di commercializzazione del gas. Eni continua a rafforzarsi nei suoi mercati di riferimento e nelle aree petrolifere con i più elevati tassi di sviluppo al mondo. Sono fiducioso che il 2007 sarà per l’azienda un altro anno eccellente. ” Highlight finanziari Terzo trimestre 2007 - L’utile operativo adjusted di €4,25 miliardi è diminuito del 17,2% rispetto al terzo trimestre 2006 per effetto della flessione della performance operativa registrata in particolare nei settori: (i) Exploration & Production, a causa dell’impatto negativo dell’apprezzamento del 7,9% dell’euro rispetto al dollaro, della minore produzione venduta e dei maggiori costi e ammortamenti; e (ii) Refining & Marketing, per effetto essenzialmente della flessione dei margini di raffinazione. L’utile netto adjusted (€1,89 miliardi) è diminuito del 27,8% per effetto essenzialmente del peggioramento della performance operativa e dell’incremento del tax rate adjusted dal 48,8% al 53%, in particolare nell’upstream. Gli investimenti tecnici del trimestre di €2,68 miliardi sono aumentati del 46% rispetto al terzo trimestre 2006 e 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. L’indebitamento finanziario netto (€11,43 miliardi al 30 settembre) è aumentato di €2,31 miliardi nel trimestre per effetto degli esborsi connessi agli investimenti tecnici (€2,68 miliardi) e all’acquisizione degli asset petroliferi nel Golfo del Messico (circa €3,5 miliardi) e nel downstream oil (€0,2 miliardi), parzialmente compensati dal flusso di cassa generato dalla gestione (€3,37 miliardi). Nove mesi 2007 - L’utile operativo adjusted di €13,69 miliardi è diminuito del 12,9% rispetto ai nove mesi del 2006 per effetto della flessione della performance operativa dei settori Exploration & Production e Refining & Marketing. Questa diminuzione è stata parzialmente compensata dal miglioramento della performance registrato nei settori Ingegneria & Costruzioni, Petrolchimica e Gas & Power. L’utile netto adjusted (€6,79 miliardi) è diminuito del 15,7% per effetto essenzialmente del peggioramento della performance operativa e dell’incremento del tax rate adjusted dal 48,5% al 49,1%. Il flusso di cassa netto da attività di esercizio di €13,05 miliardi ha consentito di coprire in parte i fabbisogni finanziari connessi alla realizzazione degli investimenti tecnici (€6,94 miliardi), all’acquisto di asset petroliferi e nel downstream oil (circa €4,7 miliardi), all’acquisizione del 20% di Oao Gazprom Neft e del 60% di tre società russe impegnate nello sviluppo di riserve gas nell’ambito dell’asta per gli asset ex-Yukos (€3,73 miliardi), al pagamento del saldo dividendo 2006 (€2,38 miliardi), nonché all’acquisto di azioni proprie (€486 milioni). L’indebitamento finanziario netto al 30 settembre 2007 (€1 1,43 miliardi) è aumentato di €4,66 miliardi rispetto al 31 dicembre 2006. Il Roace, calcolato su base adjusted per i dodici mesi chiusi al 30 settembre 2007, è del 1 9,5% (23,9% per i dodici mesi chiusi al 30 settembre 2006). Il leverage – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti – aumenta dallo 0,16 al 31 dicembre 2006 allo 0,26 al 30 settembre 2007. Terzo trimestre 2007 - Produzione di idrocarburi: 1,659 milioni di boe/giorno, in riduzione del 2,9% rispetto al terzo trimestre 2006 per effetto essenzialmente dell’impatto negativo delle tensioni sociali in Nigeria, di fermate non programma-te e di inconvenienti tecnici in particolare nel Mare del Nord, anche a seguito dell’incidente occorso alla pipeline Cats nel Regno Unito, nonché del declino produttivo di giacimenti maturi. Questi fattori negativi sono stati parzialmente compensati dal contributo degli asset acquisiti nel Golfo del Messico e in Congo, nonché dalla crescita organica registrata in Libia e in Kazakhstan. Vendite di gas mondo: 19,74 miliardi di metri cubi, in aumento del 4,4% rispetto al terzo trimestre 2006 per effetto della crescita registrata nei mercati internazionali, in particolare in Spagna, Germania-austria e Francia, e nel Gnl sui mercati asiatici e nordamericano. Scenario complessivamente negativo a causa dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+7,9%) che ha più che compensato l’aumento del prezzo del petrolio con la quotazione media del Brent a 74,87 dollari/barile (+7,7%). I margini realizzati dal sistema di raffinazione Eni hanno registrato una significativa flessione per effetto del peggioramento del rapporto tra i prezzi dei principali distillati e la quotazione del Brent (-5,4% il margine di raffinazione Brent), nonché della contrazione del differenziale di prezzo tra i greggi leggeri e quel-li pesanti che ha penalizzato le lavorazioni Eni caratterizzate da elevata complessità riducendo il vantaggio competitivo di processare materie prime di minore costo. I margini di commercializzazione del gas sono diminuiti a causa dell’andamento negativo dei parametri energetici di riferimento per l’indicizzazione dei prezzi di acquisto/vendita. Nove mesi 2007 - Produzione di idrocarburi: 1,71 milioni di boe/giorno, in riduzione del 2,9% rispetto ai nove mesi del 2006 per effetto essenzialmente degli impatti negativi degli eventi in Nigeria, delle fermate e dei declini produttivi, non-ché della perdita della produzione del giacimento Dación in Venezuela a causa della risoluzione unilaterale da parte della compagnia petrolifera di Stato (Pdvsa) del contratto di servizio con effetto dal 1° aprile 2006. Tali effetti negativi sono stati parzialmente compensati dal contributo degli asset acquisiti nel Golfo del Messico e in Congo, nonché dalla crescita organica registrata in Libia e in Kazakhstan. Vendite di gas mondo: 68,31 miliardi di metri cubi, in riduzione del 3,2% rispetto ai nove mesi del 2006 per effetto della flessione della domanda europea di gas in relazione alle condizioni climatiche eccezionalmente miti del primo trimestre. Scenario complessivamente negativo a causa dell’apprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (+8,0%), della riduzione dei margini di raffinazione realizzati, in particolare sulle lavorazioni complesse, nonché della riduzione dei margini di vendita del gas per effetto dell’andamento dei parametri energetici. Nei nove mesi, il prezzo in dollari del petrolio ha registrato un lieve incremento (+0,3%), con la quotazione media del Brent a 67,13 dollari/barile (-7,2% se espresso in euro). Accordo strategico con la società petrolifera di Stato libica - Il 16 ottobre 2007, nell’ambito della partnership strategica con la società petrolifera di Stato libica Noc, è stato definito un accordo di ampia portata lungo le seguenti tre direttrici: (i) estensione della durata dei titoli mine-rari Eni nel Paese fino al 2042 per le proprietà a olio e al 2047 per quelle a gas, consentendo a Eni lo sviluppo di lungo termine dei propri long-life field in Libia ai quali applicare le proprie tecniche avanzate per la massimizzazione del recupero di idrocarburi; (ii) valorizzazione di ulteriori riserve di gas naturale attraverso il potenzia-mento del gasdotto Greenstream di 3 miliardi di metri cubi/anno, e la realizzazione di un impianto di liquefazione da 5 miliardi di metri cubi annui di Gnl destinato al mercato mondiale; (iii) rilancio dell’attività esplorativa nelle aree di interesse. I due partner stimano investimenti complessivi nelle iniziative individuate di 28 miliardi di dollari, in un periodo di 10 anni. L’accordo rafforza ulteriormente i rapporti di Eni con la Libia, con-fermando Eni al primo posto tra gli operatori stranieri nel Paese. Kazakhstan – Progetto Kashagan - A fine giugno 2007, l’operatore Agip Kco ha presentato all’Autorità del Kazakhstan un emendamento al piano di sviluppo che, fra l’altro, conferma l’inizio della produzione nel 2010. L’autorità ha successivamente comunicato di non approvare l’emendamento nei termini proposti. Nell’agosto 2007 il Governo della Repubblica del Kazakhstan ha inviato alle Società che fanno parte del consorzio del North Caspian Sea Production Sharing Agreement (Ncspsa – quota Eni 18,52%) una “notice of dispute” per asseriti inadempimenti di obbligazioni previste dal Ncspsa e violazione della legislazione della Repubblica. Il 22 ottobre 2007, le Autorità del Kazakhstan e le società del consorzio Ncspsa hanno firmato un memorandum of understanding con il quale hanno convenuto di proseguire i negoziati già in corso finalizzati al componimento amichevole delle controversie. Galp Energia intende esercitare l’opzione di acquisto sulle attività downstream oil nella Penisola Iberica Nell’ambito degli accordi firmati nel dicembre 2005 tra i soci di maggioranza di Galp Energia (Eni 33,34%, Amorim Energia e Caixa General de Depositos), la società portoghese Galp Energia ha manifestato l’intenzione di esercitare l’opzione di acquisto delle attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi a marchio Agip in Spagna e Portogallo sui mercati rete ed extrarete, con l’eccezione del business dei lubrificanti. In parti-colare, l’attività rete di Eni nella Penisola Iberica si avvale di oltre 350 stazioni di servizio. L’operazione è soggetta all’approvazione delle competenti autorità antitrust. Altre iniziative - Nell’ottobre 2007, Saipem ha acquisito la partecipazione quasi totalitaria della Frigstad Discoverer Invest, società quotata alla Borsa di Oslo. Frigstad Discoverer Invest è attiva nel business delle perforazioni in acque ultraprofonde attraverso la costruzione del mezzo di perforazione semisommergibile di sesta generazione D90, che sarà capace di perforare fino a 3. 600 metri di profondità d’acqua. L’entrata in esercizio è attesa nel quarto trimestre 2009. L’investimento complessivo per l’acquisizione della società e per il completamento del mezzo di perforazione è previsto in circa €520 milioni. Ottenuti 26 nuovi blocchi esplorativi nel Golfo del Messico in esito alla partecipazione ad una gara internazionale. L’acreage acquisito possiede un potenziale minerario significativo ed è localizzato in prossimità di infrastrutture Eni in produzione. La finalizzazione dell’operazione è soggetta all’approvazione delle autorità locali competenti. Accordo con la società di Stato algerina, Sonatrach, per il rinnovo della concessione di sviluppo e di coltivazione del Blocco 403 (Eni 50%) che nel 2006 ha fornito circa il 13% della produzione Eni nel Paese. Evoluzione prevedibile della gestione - Le previsioni sull’andamento nel 2007 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività Eni sono le seguenti: produzione giornaliera di idrocarburi: in linea con il 2006 (1,77 milioni di boe/giorno nel 2006), assumendo uno scenario di riferimento del prezzo medio del Brent per il 2007 di 55 dollari/barile. Gli impatti delle continue tensioni locali in Nigeria e della perdita della produzione di Dación in Venezuela, nonché le fermate non programmate di impianti e il declino produttivo dei giacimenti maturi saranno compensati dal contributo degli asset acquisiti nel Golfo del Messico e in Congo e dalla crescita della produzione in Libia e Kazakhstan; volumi venduti di gas nel mondo: previsti in lieve crescita rispetto al 2006 (97,48 miliardi di metri cubi nel 2006), assumendo condizioni climatiche normali per la restante parte dell’anno. La crescita, anche in termini di quota di mercato, è attesa nelle aree di consumo target del resto d’Europa, in particolare Spagna, Turchia, Francia e Germania/austria, nonché nelle vendite di Gnl sui mercati asiatici e nordamericano. Questi aumenti saranno assorbiti: (i) dalla flessione attesa in Italia a causa del clima mite della prima parte dell’anno e della pressione competitiva, attenuati dal recupero atteso nel quarto trimestre nei segmenti residenziale e termoelettrico per effetto delle azioni commerciali intraprese; (ii) dai minori prelievi degli importatori in Italia per effetto della contenuta dinamica della domanda nazionale; vendite di energia elettrica: previste in aumento di circa il 4,5% rispetto al 2006(31,03 Twh) per effetto dello sviluppo dell’attività di commercializzazione; lavorazioni in conto proprio: in leggera flessione rispetto al 2006 (38,04 milioni di tonnellate nel 2006) per effetto della cessazione del contratto di lavorazione sulla raffineria di terzi di Priolo avvenuta a fine 2006. A struttura costante, le lavorazioni sono previste in crescita per effetto delle minori fermate e delle migliori performance in particolare delle raffinerie di Livorno, Gela e Sannazzaro. In aumento le lavorazioni all’estero per effetto dell’acquisizione dell’ulteriore quota di partecipazione del 16,11% nella Ceska Rafinerska, nella Repubblica Ceca, con effetto dal 1° settembre; vendite di prodotti petroliferi rete: in leggero aumento rispetto al 2006 (12,48 milioni di tonnellate nel 2006) per la crescita attesa nel resto d’Europa dovuta all’acquisizione di reti di stazioni di servizio in Europa Centro-orientale (circa 100 impianti) con effetto dal 1° ottobre, nonché di altri potenziamenti. In Italia le vendite sono previste stabili, nonostante la previsione di un lieve calo dei consumi nazionali, supportate dalle azioni commerciali intraprese. Nel 2007, sono previsti investimenti tecnici per €10,5 miliardi, compresi gli investimenti per lo sviluppo degli asset petroliferi acquisiti, in crescita del 35% rispetto al 2006, di cui l‘86% riguarderà i settori Exploration & Production, Gas & Power e Refining & Marketing. Gli esborsi per l’acquisizione di asset e di partecipazioni ammontano a €9,2 miliardi, riferiti essenzialmente agli asset ex-Yukos per €3,73 miliardi, agli asset petroliferi nel Golfo del Messico e Congo per €4,5 miliardi, ad asset di raffinazione e marketing di prodotti petroliferi in Europa Centro-orientale per €0,4 miliardi. Qualora Gazprom esercitasse entro il 2007 le opzioni d’acquisto del 20% di Oao Gazprom Neft e del 51% delle tre società russe attive nel gas ex-Yukos (quota Eni 60%), gli investimenti complessivi netti si ridurrebbero a circa €16,5 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 dollari/barile, Eni prevede a fine esercizio un leverage che si collocherà nella parte inferiore o superiore dell’intervallo 0,3-0,4 in funzione dell’esercizio o meno da parte di Gazprom delle predette opzioni d’acquisto. . |
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