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15/02/2012, CET 07:50
Price Sensitive

Eni annuncia i risultati del Quarto Trimestre e del Preconsuntivo 2011

  • Utile operativo adjusted: €17,97 miliardi nel 2011 (+4%); €4,26 miliardi nel trimestre (-10%)
  • Dividendo proposto: €1,04 per azione di cui €0,52 già distribuiti come acconto
  • Libia: ripristinato a oggi circa l'80% della produzione Eni; pieno regime previsto nel secondo semestre 2012
  • Scoperta giant in Mozambico: superata ogni aspettativa; nuove opportunità di crescita nel mercato del gas

San Donato Milanese, 15 febbraio 2012 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha esaminato ieri i risultati consolidati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2011 (non sottoposti a revisione contabile).

Highlight finanziari

  • Utile operativo adjusted: €17,97 miliardi nel 2011 (+4%); €4,26 miliardi nel trimestre (-10%)
  • Utile netto adjusted: €6,97 miliardi nel 2011 (+2%); €1,54 miliardi nel trimestre (-10%)
  • Utile netto: €6,89 miliardi nel 2011 (+9%); €1,32 miliardi nel trimestre (+141%)
  • Cash flow: €14,39 miliardi nel 2011; €3,19 miliardi nel trimestre
  • Dividendo proposto: €1,04 per azione di cui €0,52 già distribuiti come acconto


Highlight operativi

  • Libia: ripristinato a oggi l'80% della produzione Eni; pieno regime previsto nel secondo semestre 2012
  • Produzione di idrocarburi a 1,68 milioni di boe/giorno -14% nel trimestre (-13% nell'anno): produzione invariata escludendo gli effetti prezzo e forza maggiore in Libia
  • Stima preliminare delle riserve certe a fine anno: 7,09 miliardi di barili con il riferimento Brent a $111/barile. Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve 142%
  • Vendite di gas: -11% a 25,5 miliardi di metri cubi nel trimestre (invariate su base annua)
  • Scoperta giant in Mozambico: superata ogni aspettativa; nuove opportunità di crescita nel mercato del gas
  • Sancito il piano di sviluppo del giacimento a gas Perla in Venezuela
  • Rafforzato il portafoglio esplorativo nel Mare di Barents, Angola, Indonesia e Australia con nuove scoperte e asset ad elevato potenziale


Paolo Scaroni, Amministratore Delegato, ha commentato:
" Il 2011 è stato per Eni un anno di grandi successi esplorativi. La grande scoperta di Mamba in Mozambico apre straordinarie opportunità di sviluppo in Asia dove la domanda di gas cresce a ritmi sostenuti. Abbiamo anche rafforzato la nostra presenza in aree ad alto potenziale produttivo, quali il Mare di Barents, l'Angola e il Sud-Est Pacifico. Il ripristino della produzione in Libia in tempi record ha limitato l'impatto della Rivoluzione sui risultati del 2011. La difficile situazione congiunturale in Italia e in Europa ha impattato i nostri risultati in Gas & Power, Refining & Marketing e nella petrolchimica. Nonostante ciò Eni, grazie al suo eccellente posizionamento strategico, continuerà a generare risultati al top dell'industria e a creare valore per gli azionisti nel lungo termine."


Highlight finanziari

IV trim.

2010

III trim.

2011

IV trim.

2011

Var. % IV trim.

11 vs 10

Risultati economici

(€ milioni)

Esercizio

Var. %

2010

2011

2.875

4.504

3.534

22,9

Utile operativo

16.111

17.486

8,5

4.739

4.613

4.259

(10,1)

Utile operativo adjusted (a)

17.304

17.974

3,9

548

1.770

1.320

140,9

Utile netto (b)

6.318

6.891

9,1

0,15

0,49

0,36

140,0

- per azione (€) (c)

1,74

1,90

9,2

0,41

1,38

0,97

136,6

- per ADR ($) (c) (d)

4,62

5,29

14,5

1.702

1.795

1.540

(9,5)

Utile netto adjusted (a) (b)

6.869

6.969

1,5

0,47

0,50

0,43

(8,5)

- per azione (€) (c)

1,90

1,92

1,1

1,28

1,41

1,16

(9,4)

- per ADR ($) (c) (d)

5,04

5,35

6,2

(a) Per la definizione e la riconduzione degli utili nella configurazione adjusted, che escludono l'utile/perdita di magazzino e gli special item, v. il paragrafo "Riconduzione dell'utile operativo e dell'utile netto a quelli adjusted" a pag. 26.
(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 due azioni.


Utile operativo adjusted

Nel quarto trimestre 2011 Eni ha conseguito l'utile operativo adjusted di €4,26 miliardi con una flessione del 10,1% rispetto al quarto trimestre 2010. La performance del Gruppo è stata penalizzata dalle perdite operative registrate nei settori downstream a causa di un quadro economico recessivo, attenuate dalla solida redditività della divisione Exploration & Production (+4,3%) sostenuta dalla crescita del prezzo del petrolio e dallo sforzo che ha portato al recupero della produzione libica. Il netto calo della divisione Gas & Power (-50,5%) è dovuto alla perdita registrata dall'attività Mercato in uno scenario di domanda depressa e forte pressione competitiva che ha compresso i margini unitari e ridotto le opportunità di vendita. Inoltre, i risultati del Mercato riflettono solo in parte i benefici delle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento, alcune delle quali sono tuttora in corso con il conseguente rinvio della rilevazione contabile di tali benefici.

La divisione Refining & Marketing e la Petrolchimica hanno registrato un netto ampliamento delle perdite operative a causa degli elevati costi della materia prima petrolifera non trasferiti nei prezzi finali di vendita, la cui dinamica è stata frenata dalla debolezza della domanda nei rispettivi mercati di sbocco.

Su base annua, Eni ha conseguito l'utile operativo adjusted di €17,97 miliardi che rappresenta una crescita del 3,9% rispetto al 2010 sostenuta dall'ottima performance della divisione Exploration & Production, attenuata dal peggioramento della gestione degli altri settori di business e dal prolungarsi delle rinegoziazioni di alcuni contratti di approvvigionamento.

Utile netto adjusted

Nel quarto trimestre 2011 l'utile netto adjusted è stato di €1,54 miliardi con una riduzione del 9,5% rispetto al quarto trimestre 2010. La riduzione riflette il peggioramento della performance operativa e l'incremento di 2 punti percentuali del tax rate consolidato dovuto alla maggiore incidenza dell'imponibile generato dal settore Exploration & Production e al mutato regime fiscale delle imprese italiane varato con la manovra finanziaria estiva che ha stabilito l'aumento di 4 punti percentuali (al 10,5%) della maggiorazione IRES sul reddito imponibile delle imprese del settore energia (c.d. Robin Tax) e l'estensione dell'ambito di applicazione della stessa Robin Tax alle società di trasporto e distribuzione del gas naturale. Tali fattori negativi sono stati parzialmente compensati dall'incremento dei risultati delle società valutate all'equity a al costo (+€250 milioni).

In aumento dell'1,5% l'utile netto adjusted dell'intero 2011 (a €6,97 miliardi). Il contributo positivo della performance operativa è stato attenuato dal peggioramento del saldo oneri finanziari e su cambi netti (-€433 milioni) e dall'incremento del tax rate consolidato di circa 2 punti percentuali.

Investimenti tecnici

Nel quarto trimestre 2011 gli investimenti tecnici di €3,89 miliardi (€13,44 miliardi nel 2011) hanno riguardato principalmente lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, l'upgrading della flotta dei mezzi navali di costruzione e perforazione di Saipem e delle infrastrutture di trasporto del gas. Nell'anno sono stati sostenuti €0,36 miliardi di investimenti finanziari.

Cash flow

Nel quarto trimestre 2011 il flusso di cassa netto da attività operativa è stato di €3.189 milioni (€14.394 milioni nell'anno) e ha beneficiato di un maggiore volume di crediti commerciali ceduti in factoring con scadenza successiva alla chiusura del periodo contabile (€654 milioni nel quarto trimestre; €500 milioni nell'anno). Il flusso di cassa delle dismissioni è stato di €1.577 milioni (€1.911 milioni nell'anno) e ha riguardato principalmente la cessione delle partecipazioni nelle società del trasporto internazionale del gas da Nord Europa e Russia. Tali flussi hanno consentito di coprire parte dei fabbisogni finanziari connessi agli investimenti tecnici del periodo di €3.894 milioni (€13.438 milioni nell'anno) e, nell'intero esercizio, a investimenti finanziari e al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni (€3.695 milioni che comprende il saldo dividendo 2010 e l'acconto 2011) e agli azionisti di minoranza di altre società consolidate (€549 milioni). Al 31 dicembre 2011 l'indebitamento finanziario netto 1 ammonta a €28.032 milioni, che rappresenta una flessione di €241 milioni rispetto al 30 settembre 2011 e un incremento di €1.913 milioni rispetto al 31 dicembre 2010.

Indici di performance finanziaria

Il leverage 2 – rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi – è pari a 0,46 al 31 dicembre 2011 (0,47 al 31 dicembre 2010).

Il ROACE 3 calcolato su base adjusted al 31 dicembre 2011 è del 9,9% (10,7% al 31 dicembre 2010).

Dividendo 2011

Il Consiglio di Amministrazione intende proporre all'Assemblea degli azionisti la distribuzione di un dividendo di €1,04 per azione 3 (€1,00 nel 2010) di cui €0,52 distribuiti nel settembre 2011 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di €0,52 per azione sarà messo in pagamento a partire dal 24 maggio 2012 con stacco cedola il 21 maggio 2012.

(1) Informazioni sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto sono fornite a pag. 34.
(2) In questo comunicato stampa apposite note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. pag. 34 e pag. 35.
(3) Al dividendo non compete alcun credito d'imposta e, a seconda dei percettori, è soggetto a ritenuta alla fonte a titolo di imposta o concorre in misura parziale alla formazione del reddito imponibile.


Highlight finanziari

IV trim.

2010

III trim.

2011

IV trim.

2011

Var. % IV trim.

11 vs 10

PRINCIPALI INDICATORI OPERATIVI

Esercizio

Var. %

2010

2011

1.954

1.473

1.678

(14,1)

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno)

1.815

1.581

(12,9)

1.049

793

896

(14,6)

- Petrolio

(migliaia di barili/giorno)

997

845

(15,2)

142

107

123

(13,4)

- Gas naturale

(milioni di metri cubi/giorno)

129

116

(10,1)

28,76

17,96

25,47

(11,4)

Vendite gas mondo

(miliardi di metri cubi)

97,06

96,76

(0,3)

10,23

9,55

11,39

11,3

Vendite di energia elettrica

(terawattora)

39,54

40,28

1,9

2,92

3,03

2,80

(4,1)

Vendite di prodotti petroliferi rete Europa

(milioni di tonnellate)

11,73

11,37

(3,1)


Exploration & Production

Nel quarto trimestre 2011 la produzione d'idrocarburi di 1,678 milioni di boe/giorno ha evidenziato una flessione del 14,1% rispetto al quarto trimestre 2010 (-12,9% la variazione annua rispetto al 2010) a causa del ridotto contributo delle attività Eni in Libia, penalizzate dal blocco pressoché totale degli impianti e installazioni e dalla chiusura del gasdotto GreenStream durante la fase acuta della crisi interna del Paese (circa sei mesi). Lo sforzo straordinario operato nell'ultima parte dell'anno per ripristinare le produzioni e riavviare il GreenStream ha consentito di riportare il livello delle produzioni in Libia intorno a 160 mila boe/giorno nel quarto trimestre, dal livello di circa 50 mila boe/giorno consuntivato nel terzo trimestre, attenuando l'impatto degli eventi di forza maggiore. La performance 2011 è stata penalizzata anche dai minori entitlement nei contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e altri schemi similari per effetto della crescita delle quotazioni del petrolio con un impatto negativo stimato in circa -20 mila boe/giorno nel trimestre (circa -30 mila boe/giorno nell'anno). Escludendo tali effetti negativi, la produzione del trimestre e dell'anno presenta un profilo stabile. Il ramp-up dei giacimenti avviati nel 2010 e gli avvii dell'anno, in particolare nel trimestre in Italia e Australia, hanno compensato una crescita della produzione più contenuta rispetto alle aspettative in Iraq e i minori volumi dovuti alle fermate programmate, in particolare nel trimestre nel Regno Unito e Kazakhstan.

Gas & Power

Nel quarto trimestre 2011 le vendite di gas di 25,47 miliardi di metri cubi hanno registrato una flessione dell'11,4% rispetto al quarto trimestre 2010 a causa della debolezza della domanda e della crescente pressione competitiva alimentata dall'eccesso di offerta. I volumi venduti nel mercato domestico sono diminuiti dell'11,8% in tutti i segmenti, con le flessioni più rilevanti nel termoelettrico, penalizzato anche dalla maggiore competitività delle fonti rinnovabili e del carbone rispetto al gas, e nei segmenti grossista, PMI, terziario e residenziale che hanno risentito di condizioni climatiche atipiche. Le vendite nei mercati europei sono scese del 6% a causa della pressione competitiva e delle condizioni climatiche negative in particolare nel Benelux (-44%), in Ungheria (-12%) e in Francia (-11%), in parte compensate dalla crescita in Turchia e Germania/Austria. In sensibile contrazione anche i ritiri degli importatori in Italia (-76%) a causa della forza maggiore sul gas libico, cessata solo il 20 dicembre 2011.

Su base annua, le vendite di gas (96,76 miliardi di metri cubi) sono sostanzialmente in linea con l'anno precedente. In Italia la buona crescita della prima parte dell'anno è stata quasi completamente assorbita dalla perdita di volumi del quarto trimestre. All'estero la flessione delle vendite agli importatori in Italia (-62%) è stata compensata dalla crescita registrata nei principali mercati europei (+8%) con Turchia, UK/Nord Europa, Francia, Germania/Austria e Penisola Iberica in aumento e Benelux in forte contrazione a causa della pressione competitiva, in particolare nel segmento grossista.

In aumento le vendite di GNL nei mercati extra europei in particolare nel Far East e Sud America.

Refining & Marketing

Nel quarto trimestre 2011 i margini di raffinazione si sono attestati su livelli non remunerativi (2,52 dollari/barile il margine medio di raffinazione sul Brent nel Mediterraneo, -8% rispetto al quarto trimestre 2010) a causa degli elevati costi della materia prima non trasferiti nei prezzi finali dei prodotti, la cui dinamica è stata frenata dai deboli fondamentali dell'industria (domanda stagnante, eccesso di capacità ed elevati livelli delle scorte). I margini realizzati da Eni nello stesso periodo hanno sofferto anche della contrazione del differenziale di quotazione tra greggi leggeri e pesanti nell'area del Mediterraneo, con impatto negativo sulle raffinerie Eni a elevata conversione. L'andamento del margine di raffinazione nell'esercizio 2011 ha risentito delle stesse dinamiche del trimestre.

Nel quarto trimestre 2011 le vendite di prodotti petroliferi nel mercato rete Italia hanno registrato una flessione del 6% (-3% su base annua) a causa del calo dei consumi di carburanti; le azioni di marketing hanno consentito di difendere la quota di mercato pari al 30,4% nel quarto trimestre 2011 (30,5% nel 2011). Stabili le vendite nel Resto d'Europa del quarto trimestre 2011 (-3% su base annua).

Cambio euro/dollaro USA

Su base annua i risultati sono stati penalizzati dall'apprezzamento del cambio euro/dollaro (+4,9%).


Sviluppi di business

Il 2011 è stato segnato dalla crisi libica e dalla straordinaria capacità di reazione di Eni che ha ripristina to quasi per intero i livelli produttivi nel Paese partendo da una situazione di blocco totale delle attività industriali all'apice della crisi. Nonostante la portata di tali sviluppi geopolitici, il management ha continuato ad attuare la strategia di crescita di lungo termine, ponendo le basi per una nuova fase di sviluppo di Eni. La scoperta a gas di Mamba, un giacimento dalle enormi proporzioni nell'offshore del Mozambico e il più grande ritrovamento mai effettuato da Eni in qualità di operatore, cambia il profilo del Gruppo assicurando anni di crescita futura e opportunità di investimento e reddito. è stata deliberata la final investment decision del progetto di sviluppo della scoperta giant Perla nell'offshore del blocco Cardon IV nel Golfo del Venezuela. Nel corso dell'anno sono stati effettuati 11 nuovi avvii produttivi che contribuiranno con circa 80 mila boe/giorno di plateau alle produzioni di medio termine e sono state ottenute diverse decisioni finali di investimento relative, oltre al già citato giacimento Perla, ai progetti a gas del giant Samburgskoye e Urengoskoye in Siberia. Sono stati definiti accordi strategici in Cina, Algeria e Ucraina su temi non convenzionali e conseguiti numerosi successi esplorativi in aree core quali il Mare di Barents, l'Angola, l'Indonesia, gli USA e il Ghana. Il settore Gas & Power ha consolidato la posizione di leadership nel mercato europeo con l'integrazione di Altergaz in Francia e la recente acquisizione di Nuon Belgium in Belgio che consentono di espandere la presenza nei segmenti residenziale e professionale. La Polimeri Europa con il progetto "chimica verde" di Porto Torres ha avviato una strategia di rilancio che punta a conseguire l'equilibrio economico nel medio termine grazie alla progressiva riduzione del peso dei business commodity a beneficio della crescita in segmenti di nicchia e produzioni innovative. Il portafoglio è stato razionalizzato con la cessione delle partecipazioni nelle società del trasporto internazionale del gas dal Nord Europa e Russia, oltre al disinvestimento di asset marginali.


Quarto trimestre

Aggiornamento situazione Libia

A seguito della cessazione del conflitto e della progressiva normalizzazione del clima politico e sociale interno, nell'ultima parte del 2011 Eni ha intensificato gli sforzi per il completo ripristino delle attività produttive in Libia e delle esportazioni di gas attraverso il gasdotto GreenStream facendo leva sulla solidità delle relazioni con il Consiglio Nazionale Transitorio Libico e in stretta collaborazione con la compagnia di stato NOC. I principali progressi conseguiti in tale periodo hanno riguardato il riavvio dei giacimenti di petrolio di Wafa e Bu Attifel in settembre, la riapertura del GreenStream e la ripresa delle produzioni di gas destinate all'esportazione di Wafa in ottobre e infine, in novembre, di El Feel, Bouri e della piattaforma Sabratha che opera il giacimento Bahr Essalam nell'offshore di fronte a Tripoli. Sulla base di tali azioni, gli asset Eni erogano alla data corrente circa 240 mila boe/giorno; il management prevede il recupero e la piena regimazione del plateau produttivo ante-crisi di 280 mila boe/giorno entro il secondo semestre del 2012. Il 20 dicembre 2011 Eni ha notificato alla controparte libica NOC la cessione dello stato di forza maggiore dichiarato nell'aprile 2011.

Karachaganak

Il 14 dicembre 2011 le Contractors Companies del Final Production Sharing Agreement (FPSA) di Karachaganak e le Autorità kazakhe hanno firmato un accordo vincolante con la Repubblica del Kazakhstan per la chiusura di tutti i contenziosi contrattuali e fiscali in corso e l'ingresso nel consorzio della compagnia di Stato KazMunaiGaz (KMG). L'ingresso della KMG nel Consorzio si realizzerà attraverso la cessione pro-quota da parte delle società del Consorzio del 10% del progetto, per il corrispettivo netto di $1 miliardo ($325 milioni in quota Eni).

Inoltre, l'accordo prevede il rilascio di capacità nell'oleodotto CPC da parte della KMG a beneficio del Consorzio per l'esportazione di greggio verso il Mar Nero (fino a 2 milioni di tonnellate all'anno di liquidi).

L'accordo diverrà effettivo entro il 30 giugno 2012 al verificarsi di una serie di condizioni sospensive.

Gli effetti economici e sugli entitlement di riserve e produzioni saranno rilevati nell'esercizio 2012 al perfezionarsi dell'operazione.

Indonesia

Nel novembre 2011 sono stati assegnati a Eni due contratti esplorativi su temi a gas entrambi con il ruolo di operatore: i) il blocco Arguni I al 100% situato offshore e onshore nel bacino di Bintuni, nelle vicinanze di un terminale di liquefazione; ii) il blocco North Ganal, in consorzio con altre compagnie internazionali, situato nell'offshore indonesiano nei pressi delle importanti scoperte di Jangkrik e del terminale di liquefazione di Bontang.

Australia

Nel novembre 2011 Eni ha acquisito la quota netta del 32,5% della scoperta a gas Evans Shoal nel Mare di Timor, in Australia, con volumi di gas in place di 198 miliardi di metri cubi.

Venezuela

Nel dicembre 2011 Eni e il partner Repsol (50%-50%) hanno firmato con la compagnia di Stato venezuelana PDVSA un Gas Sale Agreement per lo sfruttamento commerciale della scoperta a gas super-giant di Perla con volumi in place di oltre 450 miliardi di metri cubi. Il piano di sviluppo prevede tre fasi con la produzione fino al 2036 di circa 246 miliardi di metri cubi e un erogato di picco pari a 34 milioni di metri cubi/giorno. Il gas sarà destinato alla domanda interna e in parte esportato. Gli investimenti riguardanti la prima fase di sviluppo sono stimati in $1,4 miliardi al 100%. La compagnia di Stato PDVSA ha il diritto di acquisire il 35% del progetto di sviluppo attraverso la riduzione proporzionale della quota dei due partner internazionali.

Angola

Nel dicembre 2011 Eni e le Autorità angolane hanno firmato il Production Sharing Contract per l'esplorazione del Blocco 35 nell'offshore angolano in un bacino di grande interesse minerario. Inoltre, sono stati firmati accordi di cooperazione con la compagnia di Stato Sonangol per la realizzazione di iniziative minerarie congiunte, l'esecuzione di un progetto pilota food & biodiesel e di progetti di sviluppo relativi a gas non associato nel Blocco 15/06, nonché un protocollo d'intesa per la costruzione di una nuova raffineria.

Belgio

Nel gennaio 2012 Eni ha perfezionato l'acquisizione delle società Nuon Belgium NV e Nuon Power Generation Wallon NV che commercializzano gas ed energia elettrica prevalentemente ai segmenti residenziale e professionale in Belgio, per un esborso pari a €214 milioni.


Anno 2011

Mozambico

Sono in corso intense attività di accertamento del potenziale della scoperta giant a gas di Mamba South 1 nell'Area 4 (Eni 70% operatore), situata nel bacino di Rovuma, nell'offshore settentrionale del Paese. Il pozzo esplorativo ha incontrato in due fasi successive un accumulo di gas che si stima possa contenere un potenziale fino a 637,5 miliardi di metri cubi di volumi in place. Sulla base di tali risultati, il bacino di Rovuma si configura come una nuova provincia a gas mondiale e la scoperta come la più importante mai realizzata da Eni come operatore. Il potenziale dell'area di scoperta di Mamba è stato ampliato dalla scoperta Mamba North 1 all'inizio del 2012, che ha rinvenuto un potenziale minerario addizionale di 212,5 miliardi di metri cubi. Si stima che il volume totale di gas in place si attesti a circa 850 miliardi di metri cubi.

Algeria

Nell'aprile 2011 Eni e Sonatrach hanno firmato un accordo di cooperazione per l'esplorazione e lo sviluppo di idrocarburi non convenzionali nel Paese, in particolare di risorse di shale gas.

Cina

Nel gennaio 2011 Eni e PetroChina hanno firmato un Memorandum of Understanding per promuovere iniziative congiunte nello sviluppo degli idrocarburi convenzionali e non convenzionali in Cina e all'estero.

Ucraina

Nell'aprile 2011 Eni e la società Cadogan Petroleum Plc hanno definito i termini per l'acquisizione da parte Eni di un'interessenza in due licenze di esplorazione e sviluppo in aree comprese nel bacino Dniepr-Donetz, in Ucraina.

Australia

Nel maggio 2011 Eni ha firmato un accordo con la società MEO Australia per l'ingresso nello sviluppo delle scoperte a gas di Heron e Blackwood nel Permesso NT/P-68, nel Mar di Timor. L'accordo prevede l'acquisizione del 50% e il ruolo di operatore relativamente alla prima scoperta attraverso il finanziamento della perforazione di due pozzi di appraisal. Eni ha inoltre la facoltà di rilevare il 50% anche nel giacimento di Blackwood a fronte dell'acquisizione di rilievi sismici e della perforazione di un altro pozzo. Inoltre, è riconosciuta a Eni l'opzione di acquisire un'ulteriore quota del 25% nei giacimenti attraverso il finanziamento delle attività necessarie per raggiungere la Final Investment Decision (FID).

Chimica verde

Nel giugno 2011 Eni, tramite la controllata Polimeri Europa, e Novamont SpA hanno firmato un protocollo d'intesa per la riconversione del sito Eni di Porto Torres in un polo di "chimica verde" destinato alla produzione di plastiche e altri prodotti petrolchimici biodegradabili (bio-lubrificanti, bio-additivi) per i quali si prevedono significativi tassi di crescita nel medio-lungo termine. Tali prodotti saranno ottenuti, attraverso una catena produttiva integrata, a partire da materie prime rinnovabili di origine vegetale. Novamont contribuirà alla joint venture fornendo le tecnologie e il proprio know-how nella chimica verde, mentre Eni metterà a disposizione il sito, le infrastrutture e il personale qualificato, nonché la propria esperienza industriale, tecnico-ingegneristica e commerciale nel settore petrolchimico. Nell'ambito di tale progetto, Eni ha in programma di realizzare una centrale elettrica a biomasse e di eseguire interventi di bonifica e risanamento ambientale. I progetti descritti comporteranno un investimento complessivo di circa €1,2 miliardi che sarà sostenuto in via diretta o tramite la joint venture nel periodo 2011-2016.

Attività esplorativa

Nel 2011 oltre alla scoperta di Mamba si segnalano i seguenti successi esplorativi:

  1. Norvegia, nella licenza PL 532 (Eni 30%) con le scoperte a gas e olio di Skrugard e di Havis, con volumi recuperabili stimati in circa 500 milioni di barili al 100% consentendo di realizzare un piano di sviluppo in via accelerata ed efficiente;
  2. Angola, nel Blocco 15/06 (Eni 35%, operatore): (i) con i pozzi di scoperta Mukuvo-1 e di appraisal Cinguvu-2 e Cabaça South East 3 tutti mineralizzati a petrolio. Le scoperte saranno sviluppate nell'ambito dei due progetti West Hub, sanzionato nel 2010, e East Hub; (ii) con la scoperta a gas e condensati di Lira. Inoltre, nel Blocco 2 (Eni 20%) nell'ambito del Progetto Gas, l'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la perforazione dei pozzi di appraisal Garoupa-2 e Garoupa Norte 1 mineralizzati a gas e condensati;
  3. Indonesia, con la scoperta a gas di Jangkrik Nord Est situato nel blocco offshore di Muara Bakau (Eni operatore 55%);
  4. Stati Uniti, con il pozzo di appraisal ad olio e gas Hadrian North nel Blocco KC919 (Eni 25%) nel Golfo del Messico;
  5. Ghana, con il pozzo di appraisal Sankofa-2 e la scoperta di Gye Nyame entrambi mineralizzati a gas e condensati, nella licenza offshore di Cape Three Points (Eni operatore con il 47,22%). Sono in corso di studio possibili sinergie di sviluppo;
  6. Venezuela, con i pozzi di appraisal Perla 4 e 5 nel Blocco Cardon IV (Eni 50%) che hanno consentito di incrementare il potenziale del giacimento ad oltre 450 miliardi di metri cubi di gas in place al 100%.

Avvii produttivi

In linea con i piani produttivi sono stati avviati i seguenti principali giacimenti:

  1. Denise B (Eni 50%) nel Delta del Nilo in Egitto, con circa 7 mila boe/giorno e produzione di picco di circa 14 mila boe/giorno in quota Eni attesa nel 2012;
  2. Kitan (Eni operatore con il 40%) situato tra Timor Leste e l'Australia, con una produzione iniziale di circa 3 mila barili/giorno in quota Eni. La produzione del campo Kitan è realizzata attraverso il completamento di pozzi situati nelle acque profonde collegati ad un impianto FPSO (Floating Production Storage and Offloading) in grado di raggiungere il picco produttivo di circa 11 mila barili/giorno nel 2012;
  3. Capparuccia (Eni 95%) e Guendalina (Eni 80%) in Italia, con start-up produttivo pari a circa 3 mila boe/giorno in quota Eni;
  4. Libondo (Eni 35%) nell'offshore del Congo, con una produzione iniziale di circa 3 mila boe/giorno in quota Eni;
  5. Nikaitchuq (Eni operatore con il 100%) nell'offshore dell'Alaska, con circa 5 mila barili/giorno. Il picco produttivo è stimato in circa 21 mila barili/giorno;
  6. Appaloosa (Eni 100%) nel Golfo del Messico, con una produzione pari a circa 4 mila barili/giorno.

Evoluzione prevedibile della gestione

Le strategie e gli obiettivi del piano quadriennale 2012-2015 saranno l'oggetto della strategy presentation programmata per il 15 marzo p.v.

L'outlook 2012 è caratterizzato dai segnali di rallentamento della ripresa economica mondiale, in particolare nell'area euro, e dalla volatilità dei mercati. I prezzi del petrolio resteranno sostenuti dalla robustezza della domanda proveniente da Cina e altre economie emergenti e dai rischi geopolitici, in parte attenuati dal progressivo rientro della produzione libica. Per le finalità di pianificazione degli investimenti e di proiezione economico-finanziaria di breve termine Eni assume un prezzo medio annuo del marker Brent di 90 $/barile. Le prospettive del settore del gas sono sfavorevoli. La domanda è attesa debole, penalizzata dallo scarso dinamismo dell'attività produttiva e dalla competizione delle fonti rinnovabili, mentre l'offerta di gas rimane abbondante. In tale scenario la forte pressione competitiva tenderà a comprimere i margini unitari e a ridurre le opportunità di vendita. Il management prevede il permanere di una situazione depressa per il settore europeo della raffinazione. I margini sono attesi su livelli non remunerativi a causa dell'elevato costo della carica, della stagnazione della domanda di carburanti e dell'eccesso di capacità.

Le previsioni del management con riguardo alle principali metriche di produzione e vendita dei business Eni sono le seguenti:

- produzione di idrocarburi: è prevista in crescita rispetto al 2011 (1,58 milioni di boe/giorno il consuntivo 2011) per effetto del progressivo recupero della produzione libica al livello di plateau ante crisi, con piena regimazione nella seconda metà del 2012. Escludendo tale significativo evento, la produzione è attesa su di un trend di crescita, sostenuta dall'attività di sviluppo in Italia e in Iraq e dagli importanti avvii programmati nelle aree core di Algeria e offshore Angola e del progetto gas in joint venture in Siberia. Tali incrementi saranno parzialmente compensati dai declini delle produzioni mature;

- vendite di gas: sono previste sostanzialmente in linea rispetto al 2011 (96,76 miliardi di metri cubi il dato consuntivo 2011; includono le vendite consolidate, la quota Eni delle joint venture e le vendite upstream in Europa e nel Golfo del Messico). In un quadro di contenuto dinamismo della domanda, il management prevede di recuperare volumi e quota di mercato in Italia e di consolidare e sviluppare il segmento retail; all'estero i principali driver di crescita saranno l'espansione nei mercati target in Francia e Germania/Austria, oltre al perseguimento di opportunità di vendita di GNL nel Far East. Il conseguimento degli obiettivi di vendita farà leva sui driver di miglioramento della posizione di costo Eni grazie ai benefici delle rinegoziazioni, integrazione degli asset acquisiti in Europa, sviluppo dell'offerta commerciale attraverso una piattaforma multi-country, e l'eccellenza nel servizio. Gli obiettivi di margine industriale saranno sostenuti grazie allo sviluppo delle attività di trading puntando a estrarre valore dagli asset in portafoglio;

- lavorazioni in conto proprio: sono previste confermare i volumi ridotti del 2011 (31,96 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2011) a causa dello scenario negativo. Il management ha pianificato le opportune iniziative di ottimizzazione delle lavorazioni agendo su rese, integrazione dei cicli e flessibilità, e di miglioramento di efficienza (costi fissi e di logistica, consumi energetici) per attenuare la volatilità dello scenario e conseguire benefici immediati sul risultato operativo. Anche le attività di trading oil contribuiranno a migliorare l'utile operativo;

- vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e Resto d'Europa: sono previste in leggera flessione rispetto al 2011 (11,37 milioni di tonnellate il dato consuntivo 2011). In un quadro di consumi deboli e nuove misure di liberalizzazione del mercato domestico, il management intende consolidare la quota di mercato Italia facendo leva su politiche commerciali in linea con le esigenze dei clienti, la forza del marchio Eni con il completamento del rebranding della rete e l'eccellenza del servizio. Nel resto d'Europa la crescita sarà selettiva con volumi nel complesso stabili;

- Ingegneria & Costruzioni: le prospettive reddituali sono positive per effetto del solido posizionamento competitivo del business e della robustezza del portafoglio ordini.

Nel 2012 il management prevede un livello di spending per investimenti sostanzialmente in linea rispetto al 2011 (€13,44 miliardi l'ammontare degli investimenti tecnici e €0,36 miliardi quello di investimenti finanziari del consuntivo 2011). I principali temi del 2012 riguarderanno la prosecuzione dell'esplorazione per accertare il potenziale delle recenti scoperte (Mozambico, Norvegia, Ghana e Indonesia), le aree di crescita della produzione e le attività di ottimizzazione dei giacimenti. Altre iniziative di investimento sono previste per il potenziamento delle reti di trasporto e distribuzione del gas, il completamento del progetto EST nella raffinazione e potenziamenti selettivi nella petrolchimica. Il leverage a fine periodo è previsto sostanzialmente stabile rispetto al livello consuntivato nel 2011 assumendo lo scenario di prezzo del Brent a 90 $/barile.

Il presente comunicato stampa redatto su base volontaria in linea con le best practice di mercato illustra i risultati consolidati del quarto trimestre e dell'anno 2011, non sottoposti a revisione contabile. Le informazioni economiche sono fornite con riferimento al quarto e al terzo trimestre 2011 e al quarto trimestre 2010, e agli esercizi 2011 e 2010. Le informazioni dei flussi di cassa sono presentate con riferimento agli stessi periodi. Le informazioni patrimoniali sono fornite con riferimento al 31 dicembre e al 30 settembre 2011 e al 31 dicembre 2010. La forma dei prospetti contabili corrisponde a quella dei prospetti presentati nella Relazione finanziaria semestrale consolidata e nella Relazione finanziaria annuale consolidata. Le informazioni economiche, patrimoniali e finanziarie sono state redatte conformemente ai criteri di rilevazione e valutazione stabiliti dagli International Financial Reporting Standard (IFRS), emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002.

I criteri di rilevazione e valutazione adottati per la preparazione della situazione contabile al 31 dicembre 2011 sono gli stessi adottati per la redazione della Relazione finanziaria annuale consolidata 2010, per la cui descrizione si fa rinvio.

Apposite note esplicative illustrano contenuto e significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b.

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Alessandro Bernini, dichiara ai sensi del comma 2 art. 154-bis del TUF che l'informativa contabile contenuta nel presente comunicato corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

Disclaimer
Questo comunicato stampa contiene dichiarazioni previsionali ("forward-looking statements"), in particolare nella sezione "Evoluzione prevedibile della gestione", relative a: piani di investimento, dividendi, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell'esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l'evoluzione futura della domanda, dell'offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l'instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l'impatto delle regolamentazioni dell'industria degli idrocarburi, del settore dell'energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell'applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l'azione della concorrenza. In relazione alla stagionalità nella domanda di gas naturale e di alcuni prodotti petroliferi e all'andamento delle variabili esogene che influenzano la gestione operativa di Eni, quali i prezzi e i margini degli idrocarburi e dei prodotti derivati, l'utile operativo e la variazione dell'indebitamento finanziario netto del quarto trimestre non possono essere estrapolati su base annuale. Il tasso di rimpiazzo all sources delle riserve certe è il rapporto tra gli incrementi delle riserve certe (comprese le operazioni di portafoglio) e la produzione dell'anno. Un valore del tasso di rimpiazzo delle riserve superiore al 100% indica che nell'anno le promozioni a riserve certe sono state superiori ai volumi di riserve prodotte. Il tasso di rimpiazzo delle riserve è utilizzato dal management per valutare la capacità dell'impresa di sostenere gli attuali livelli produttivi attraverso il rimpiazzo della produzione dell'anno con nuove riserve certe. Il tasso di rimpiazzo delle riserve non può essere considerato un indicatore delle performance produttive future perché l'evoluzione nello sviluppo delle riserve ha per sua natura una componente di rischiosità e incertezza in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: il successo nello sviluppo di nuovi giacimenti, il completamento delle infrastrutture, l'impatto delle regolamentazioni dell'industria degli idrocarburi, rischi geopolitici, rischi geologici, rischi ambientali, l'evoluzione dei prezzi del petrolio e del gas naturale.

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Il presente comunicato relativo ai risultati consolidati del quarto trimestre e del preconsuntivo 2011 (non sottoposti a revisione contabile) è disponibile sul sito internet Eni all'indirizzo eni.com



 

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