Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2010 (non sottoposti a revisione contabile).
Highlight finanziari
• Utile operativo adjusted: €4,74 miliardi nel trimestre (+28%); €17,3 miliardi nel 2010 (+31,9%)
• Utile netto adjusted: €1,72 miliardi nel trimestre (+23,6%); €6,87 miliardi nel 2010 (+31,9%)
• Utile netto: €0,55 miliardi nel trimestre (+40,2%); €6,32 miliardi nel 2010 (+44,7%)
• Cash flow: €3,15 miliardi nel trimestre; €14,69 miliardi nel 2010
• Dividendo proposto: €1,00 per azione di cui €0,50 già distribuiti come acconto
Highlight operativi
• Produzione di idrocarburi: 1,954 milioni di barili/giorno nel trimestre, in crescita del 2%rispetto al quarto trimestre 2009 su base omogenea (+1,1% su base annua)
• Stima preliminare delle riserve certe a fine anno: 6,84 miliardi di barili con il riferimento Brent a $79/barile. Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve 125% su base omogenea
• Vendite di gas: +1,3% a 28,76 miliardi di metri cubi nel trimestre (-6,4% su base annua)
• Junin 5 Venezuela: costituita “Empresa Mixta” (Impresa Mista) per lo sviluppo del giant con first oil atteso nel 2013
• Giant Zubair Iraq: nel quarto trimestre conseguita la prima iscrizione della produzione
• Giant Perla: confermata dall’appraisal come la più importante scoperta a gas del Venezuela con volumi di gas in place di 400 miliardi di metri cubi
• Polonia: acquisite le licenze per l’esplorazione di aree ad alto potenziale di shale gas
• Ecuador: rinnovato il contratto di servizio per il giacimento Villano con l’estensione all’area di scoperta di Oglan
• Realizzati i 12 avvii di giacimenti pianificati per il 2010
Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
“Nel 2010 Eni ha conseguito risultati operativi e finanziari tra i migliori del suo peer group. In E&P, dove abbiamo registrato una produzione record, abbiamo posto le basi per la nostra futura crescita grazie all’ingresso in nuovi Paesi: Togo, Repubblica Democratica del Congo, Polonia. Abbiamo anche rafforzato la posizione in aree di nostra tradizionale presenza, quali Venezuela e Iraq, dove vediamo prospettive di alto potenziale produttivo. Eni, grazie al suo eccellente posizionamento strategico, continuerà a generare risultati al top dell’industria e a creare valore per gli azionisti.”
Evoluzione prevedibile della gestione
Le strategie e gli obiettivi del piano quadriennale 2011-2014 saranno l’oggetto della strategy presentation programmata per il 10 marzo p.v. L’outlook 2011 si presenta ancora caratterizzato da incertezza e volatilità, sebbene in un quadro di progressivo rafforzamento dell’attività economica globale. Le quotazioni del petrolio sono attese in un trend solido sostenuto da una certa ripresa della domanda; per le finalità di pianificazione degli investimenti e di proiezione economico finanziaria Eni assume un prezzo medio annuo del marker Brent di 70 $/barile. è prevista proseguire l’attuale fase depressa del mercato europeo del gas dove la contenuta dinamica della domanda non è in grado di assorbire l’eccesso di offerta esistente. I margini di raffinazione sono attesi permanere su livelli non remunerativi a causa dei fattori di debolezza strutturale dell’industria e dell’elevato costo della carica. Le previsioni del managementsull’andamento nel 2011 delle produzioni e delle vendite dei principali settori di attività sono le seguenti:
– Produzione di idrocarburi: la produzione 2011 è prevista in leggera crescita rispetto al 2010 (1,815 milioni di boe/giorno nel 2010), assumendo lo scenario Brent di 70 $/barile. I principali driver sono l’entrata a regime dei campi avviati nel 2010 in particolare in Iraq e gli start-up programmati in Australia, Algeria e Stati Uniti, solo in parte assorbiti dal declino delle produzioni mature;
– Vendite di gas mondo: sono previste almeno pari al livello 2010 (97,06 miliardi di metri cubi nel 2010). In uno scenario di forte pressione competitiva, il conseguimento dei target di vendita e di mantenimento della quota di mercato farà leva sul rafforzamento della leadership nel mercato europeo, azioni di marketing volte a consolidare la base clienti in Italia, nonché le rinegoziazioni dei contratti di fornitura di lungo termine;
– Business regolati: la performance dei business regolati Italia beneficerà della redditività garantita dai nuovi investimenti e dell’implementazione del programma di efficienza;
– Lavorazioni in conto proprio: i volumi lavorati sono previsti in linea con il 2010 (34,8 milioni di tonnellate nel 2010). Sono previsti incrementi delle lavorazioni presso le raffinerie più competitive ed azioni di ottimizzazione dei flussi di interscambio tra impianti e di recupero di efficienza per far fronte alla volatilità dello scenario;
– Vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in linea con il 2010 (11,73 milioni di tonnellate nel 2010) in un quadro di consumi attesi in ulteriore flessione. Sono previste azioni mirate di pricing e iniziative promozionali che unitamente all’aumento dei punti vendita e allo sviluppo del “non-oil” sosterranno le vendite e la redditività;
– Ingegneria & Costruzioni: conferma la solidità reddituale grazie alla crescita del fatturato e alla consistenza del portafoglio ordini.
Nel 2011 sono previsti investimenti tecnici sostanzialmente in linea con il 2010 (€13,87 miliardi nel 2010) e riguarderanno principalmente lo sviluppo dei giacimenti giant e le aree dove sono programmati importanti avvii della divisione Exploration & Production, interventi di upgrading delle raffinerie relativi in particolare alla realizzazione del progetto EST, il completamento del programma di rinnovo della flotta di mezzi navali di costruzione e perforazione, nonché il potenziamento delle infrastrutture di trasporto del gas naturale. Il leverage previsto alla fine dell’esercizio è atteso in riduzione rispetto al livello 2010 sulla base dello scenario di prezzo del Brent a 70 $/barile e delle dismissioni programmate
